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业务说明

本报告中提及的“我们”、“我们的”、“我们”和“公司”均指Vistra和/或其子公司，如上下文中所示。见术语和简称词汇表为定义的术语。

Vistra是一家控股公司，主要在美国各地的市场经营综合零售和发电业务。通过我们的子公司，我们从事竞争性能源市场活动，包括发电、批发能源销售和采购、商品风险管理以及向最终用户零售电力和天然气。

Vistra有 五个 可报告分部：（i）零售，（ii）德州，（iii）东部，（iv）西部，以及（v）资产关闭。更多信息见附注16。

重要会计政策

列报依据

简明合并财务报表是根据美国公认会计原则编制的，其基础与我们2024年10-K表中包含的经审计财务报表相同。所有公司间项目和交易已在合并中消除。此处的简明综合财务信息反映了管理层认为为公平陈述所呈列的中期业绩所必需的所有调整。某些前期金额已重新分类，以符合本年度的列报方式。

估计数的使用

编制财务报表需要对影响截至资产负债表日的资产和负债的报告以及收入和费用的报告金额的未来事件进行估计和假设，包括公允价值计量、预期义务的估计、与事件的潜在时间相关的判断以及其他估计。如果估计和/或假设被证明与实际金额不同，则在后续期间进行调整以反映更多当前信息。

最近的会计公告

所得税披露的改进

2023年12月，FASB发布了会计准则更新（ASU）第2023-09号（ASU2023-09），所得税（专题740）：所得税披露的改进增强所得税信息披露的透明度和决策有用性。ASU2023-09在未来基础上对2024年12月15日之后开始的年度期间生效。允许提前收养。这些修订仅适用于所得税披露，我们预计采用不会对我们的合并财务报表产生重大影响。

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费用分类披露

2024年11月，FASB发布ASU第2024-03号（ASU2024-03），损益表–报告综合收益–费用分类披露（子主题220-40）：损益表费用分类通过在中期和年度报告期间的财务报表附注中提供有关某些费用的额外信息来改进披露。除其他条款外，新准则要求披露损益表正面列报的每个费用标题中包含的职工薪酬、折旧、无形资产摊销等费用的分类金额。ASU2024-03对2026年12月15日之后开始的年度期间和2027年12月15日之后开始的年度报告期间内的中期有效，可以前瞻性或追溯性应用。允许提前收养。我们目前正在评估这一ASU将对合并财务报表和相关披露产生的影响。

重大事件

莫斯登陆300事件

2025年1月16日，我们探测到我们Moss Landing发生火灾 300 Moss Landing发电厂现场的MW储能设施（Moss Landing事件）导致Moss Landing综合体的所有设施停止运营，直到火势得到控制。没有因火灾或公司回应造成人员伤亡。Moss Landing综合体包括 two 其他电池设施和天然气厂。煤气厂于2025年2月恢复服务，但 two 随着我们继续调查起火原因，其他电池设施仍处于离线状态。我们预计苔藓登陆 350 MW电池将于2025年底或2026年初恢复服务。关于Moss Landing的恢复服务的确定性较低 100 MW电池。青苔登陆事件原因调查完成后，我们会知道更多。截至2025年9月30日，摩斯兰丁的账面净值 100 设施约为$ 165 百万。

由于Moss Landing事件造成的损害，在截至2025年3月31日的三个月内，我们注销了Moss Landing的账面净值 300 约$ 400 百万计入折旧费用，并将资产转移至资产关闭部分，因为我们没有计划归还Moss Landing 300 设施到运营（更多信息见附注6和16）。

于2025年7月，我们与美国环保署就Moss Landing订立行政和解协议及同意令（ASAOC） 300 网站。根据ASAOC，我们被要求进行特定的电池拆除和补救活动，包括电池拆除和处置、建筑物拆除以及空气和水的监测。我们估计这些活动的总成本约为$ 110 百万。我们已经发生了大约$ 29 截至2025年9月30日的ASAOC活动费用百万。截至2025年9月30日，我们对ASAOC活动的估计未来成本的应计费用约为$ 81 百万，其中，$ 68 百万反映在其他流动负债和$ 13 百万反映在简明综合资产负债表中的其他非流动负债和递延贷项中。这一估计假设ASAOC的活动将在2026年底完成。除了电池的拆除和处置，我们的估计没有反映与拆除其他危险废物相关的成本，这些成本可能会随着拆除的进展而被确定，因为在完成废料采样之前，我们无法估计这些成本。我们将在新信息可用期间将应计项目的任何调整作为估计的变化进行会计处理。

Moss Landing事件的其他影响包括设施下线造成的收入损失，可能包括诉讼费用和合同项下的罚款。更多信息见附注13。

我们已针对适用的保险单提出保险索赔，业务中断和财产损失综合限额为$ 500 百万，扣除免赔额。截至2025年3月31日，我们认为有可能从财产损失保险中获得赔偿的与费用相关的保险应收款资产为$ 425 百万，在简明综合资产负债表中作为其他非流动资产产生的费用的抵销入账。见保险追偿了解更多信息。

马丁湖1号机组事故

2024年11月27日，我们在ERCOT的马丁湖设施1号机组发生火灾（马丁湖事件），一 815 兆瓦机组。我们注销了单位账面净值低于$ 1 百万计入2024年12月的折旧费用。我们预计该机组将于2025年底或2026年初恢复服务。我们估计，恢复机组服务所需的现金资本支出总额约为$ 355 百万，其中约$ 155 截至2025年9月30日，已发生百万现金资本支出。

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我们预计将通过财产损失保险收回与马丁湖事件相关的大部分支出，并获得额外的业务中断收益。截至2025年9月30日止九个月，我们确认财产损失保险赔偿金额为$ 104 百万，其中$ 24 百万被记录为抵消为使该单位恢复服务而产生的运营成本，以及$ 80 百万在其他收入中录得收益，在简明综合经营报表中为净额。见保险追偿了解更多信息。

保险追偿

下表汇总了截至2025年9月30日止三个月和九个月期间与Moss Landing事件和Martin Lake事件相关的已记录费用（扣除财产损失保险赔偿）。

			截至2025年9月30日止三个月																		截至2025年9月30日止九个月
			苔藓登陆事件						马丁湖事件						合计						苔藓登陆事件						马丁湖事件						合计
			（百万）
核销设施账面净值至折旧及摊销			$	—					$	—					$	—					$	400					$	—					$	400
为使Martin Lake恢复服务而产生的运营成本			—						4						4						—						24						24
ASAOC活动的发生成本和估计成本占运营成本（a）			—						—						—						102						—						102
事故费用总额			$	—					$	4					$	4					$	502					$	24					$	526
截至期初应收财产损失保险款项（b）			$	304					$	20					$	324					$	—					$	—					$	—
收回记入保险应收款项的事故费用			—						4						4						425						24						449
记入其他营业外收入的保险追偿收益，净额			—						—						—						—						80						80
收到的保险收益			( 7 )						( 20 )						( 27 )						( 128 )						( 100 )						( 228 )
截至期末应收财产损失保险款项（b）			$	297					$	4					$	301					$	297					$	4					$	301
总事故费用，扣除财产损失保险赔偿			$	—					$	—					$	—					$	77					$	—					$	77

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(a)ASAOC活动的估计费用总额预计约为$ 110 百万，其中$ 102 百万在简明综合经营报表的经营成本中入账。以上金额不含$ 8 从Moss Landing重新分类的百万估计拆除和电池拆除费用 300 截至2025年3月31日止三个月的其他流动负债的ARO。

(b)应收财产损害保险计入简明合并资产负债表的其他非流动资产。

下表汇总了截至2025年9月30日止三个月和九个月期间与Moss Landing事件和Martin Lake事件相关的业务中断保险追偿情况。

						截至2025年9月30日止三个月																		截至2025年9月30日止九个月
						苔藓登陆事件						马丁湖事件						合计						苔藓登陆事件						马丁湖事件						合计
						（百万）
收到的营业中断保险收益（a）						$	1					$	—					$	1					$	22					$	—					$	22

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(a)营业中断保险收益计入简明综合经营报表的营业收入。

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我们预计将收到与Martin Lake事件相关的额外财产损失和业务中断保险收益以及与Moss Landing事件相关的额外业务中断保险收益，这些收益不包括在截至2025年9月30日止期间的应收财产损失保险中。这些额外收益将在实现期间记录为收入。

近期动态

收购天然气发电设施

2025年10月，Vistra运营完成了对Lotus Infrastructure Partners（Lotus）子公司的收购。更多信息见附注2。

债务、信贷便利和融资

Vistra业务与商品挂钩的循环信贷安排— 2025年10月，Vistra运营部门修订了商品挂钩融资，其中包括（i）将到期日延长至2026年9月30日，以及（ii）修改借款基数的计算。更多信息见附注9。2025年10月，Vistra运营部门借款$ 100 大宗商品关联融资下的百万。

Vistra运营高级有担保票据— 2025年10月Vistra运营发行$ 2.0 亿优先担保票据本金总额，包括$ 750 百万本金总额 4.300 2028年到期的优先有担保票据百分比，$ 500 百万本金总额 4.600 %于2030年到期的优先有担保票据，以及$ 750 百万本金 5.250 根据《证券法》第144A条规则和第S条规则向合格购买者发行的2035年到期的高级有担保票据的百分比。更多信息见附注9。

Vistra运营高级无抵押票据— 2025年10月，Vistra运营部门使用上述2025年10月发行的Vistra运营高级有担保票据的收益赎回了$ 1.0 亿元未偿本金金额 5.500 2026年到期的高级无抵押票据百分比。

股份回购计划

2025年10月，联委会核准增加数额$ 1.0 十亿用于我们的股票回购计划下的回购。

收购天然气发电设施

于2025年10月22日（收购日期），根据日期为2025年5月15日的买卖协议，Vistra运营业务收购 100 Lotus（收购）附属公司会员权益的百分比。此次收购导致新增 七个 天然气发电设施共计 2,600 美国特拉华州和宾夕法尼亚州（PJM）、罗德岛州（ISO-NE）、纽约州（NYISO）以及加利福尼亚州（CAISO）的MW，进一步推动了Vistra天然气船队的地理多元化。

合计购买价格由基础购买价格$ 1.9 亿，受一定的习惯性调整，包括被收购公司的营运资金、现金、负债，以及一定的其他调整。Vistra运营部门以现金和承担被收购公司债务相结合的方式为此次收购提供资金，其中包括一项高级担保信贷额度，包括一笔现有的定期贷款，金额约为$ 800 百万未偿本金，减少了收盘时应付的现金对价。收盘时应付的现金对价，不包括对被收购公司营运资金、现金和某些其他调整的调整，为$ 1.1 十亿。

此次收购将按照ASC 805采用收购法进行会计处理，业务组合（ASC 805），其中要求所收购的可辨认资产和承担的负债在收购日以其估计的公允价值入账。Vistra将在Vistra截至2025年12月31日的10-K表格年度报告中提供截至收购日期就所收购的主要类别资产和承担的负债确认的金额，以及Vistra的补充备考收入和净收入，就好像收购已于2024年1月1日完成一样。

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能源港业务合并

2024年3月1日（合并日），根据日期为2023年3月6日的交易协议，（i）Vistra运营部门将其某些子公司实体转入Vistra Vision，（ii）Vistra的全资子公司Black Pen Inc.与Energy Harbor合并并入Energy Harbor，（iii）Energy Harbor成为Vistra Vision的全资子公司，以及（iv）Nuveen Asset Management，LLC（Nuveen）的关联公司和Avenue Capital Management II，L.P.（Avenue）将Nuveen和Avenue持有的部分Energy Harbor股份交换为 15 Vistra Vision（统称为Energy Harbor合并）的%股权。Energy Harbor合并将Energy Harbor和Vistra的核能和零售业务以及某些Vistra零可再生能源和储能设施结合起来，以提供涵盖多种无碳技术（可调度和可再生能源/存储）和零售业务的多样化和规模化。

能源港合并是根据要求所收购的可识别资产和承担的负债以其在合并日的估计公允价值入账的ASC 805采用收购法核算的。合并经营业绩自合并日起在简明综合财务报表中列报。

下表汇总了Energy Harbor在合并日与Energy Harbor合并相关的收购日期公允价值：

			考虑
			（百万）
现金对价			$	3,100
15 Vistra对Vistra Vision贡献的净资产公允价值的%（a）			1,496
采购总价			4,596
Energy Harbor非控股权益的公允价值（b）			811
收购日期Energy Harbor公允价值			$	5,407

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(a)采用包括已出资债务在内的已出资子公司的贴现现金流分析进行估值。

(b)代表 15 从转让对价的公允价值中隐含的收购日期公允价值的百分比。

由于Energy Harbor的合并，Vistra维持 85 Vistra Vision %的所有权权益，并记录了剩余的 15 %股权作为截至合并日的简明综合资产负债表中的非控制性权益。在合并日，我们将为Vistra Vision贡献的资产的账面价值重新分类为$ 749 万元自向子公司的非控股权益追加实收资本的Vistra（控股权益）。

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对2024年第一季度收购的资产和负债进行了临时公允价值计量，并对这些计量进行了调整，直至2025年3月1日（计量期结束）。 分配给所收购资产和承担的负债的最终公允价值如下：

			截至2024年3月1日的公允价值						计量期调整
			（百万）
现金及现金等价物			$	35					$	5
贸易应收账款、存货、预付费用和其他流动资产			540						2
投资（a）			2,021						—
不动产、厂房和设备（b）			5,616						( 4 )
可辨认无形资产（c）			444						16
商品和其他衍生合同资产（d）			129						( 11 )
其他非流动资产			62						54
取得的可辨认资产总额			8,847						62
贸易应付账款和其他流动负债			318						55
长期债务，包括目前到期的金额			413						—
商品和其他衍生合同负债（d）			179						—
累计递延所得税			1,314						( 50 )
资产报废义务（e）			1,368						—
可辨认无形负债			55						( 18 )
其他非流动负债和递延贷项			20						8
承担的可辨认负债总额			3,667						( 5 )
取得的可辨认净资产			5,180						67
商誉（f）			227						( 67 )
取得的净资产			$	5,407

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(a)投资是指在核退役信托（NDT）中持有的证券，目的是为PJM核能发电设施的未来退役和退役提供资金。这些投资包括股权、债务和其他符合NRC制定的投资规则的固定收益证券。它们的估值采用市场方法（第1级或第2级取决于安全性）。

(b)收购的不动产、厂房和设备采用收入法和市场法相结合的方式进行估值。收益法利用了基于无债务、自由现金流模型（Level3）的贴现现金流分析。

（c）包括根据合同现金流量预测估值的已获核燃料供应合同约 五年 与基于当前市场价格的现金流进行比较，由此产生的差额折现为现值（第3级）。还包括根据已获得客户的贴现现金流分析和估计的流失率（第3级）对已获得的零售客户关系进行估值。

（d）获得的衍生工具使用附注11（第1级、第2级或第3级）中描述的方法进行估值。条款不在当前市场价格的合同也使用贴现现金流分析（第3级）进行估值。

（e）资产报废债务使用贴现现金流模型进行估值，该模型在逐个单位的基础上考虑了多种退役方法，并基于退役成本研究（第3级）。

（f）转让对价超过取得的可辨认资产和承担的负债公允价值的部分，记为商誉。商誉代表将Energy Harbor的业务与Vistra合并将产生的预期协同效应。商誉中没有任何一项可用于所得税目的的扣除。

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以下截至2024年9月30日的三个月和九个月未经审计的备考财务信息假设能源港合并发生在2024年1月1日。未经审计的备考财务信息仅供参考，并不一定表明如果能源港合并在2024年1月1日完成就会发生的运营结果，未经审计的备考财务信息也不表明未来的运营结果，这可能与此处提供的备考财务信息存在重大差异。

									截至2024年9月30日止三个月												截至2024年9月30日止九个月
						（百万）
收入									$	6,288											$	13,911
净收入									$	1,837											$	2,411

上述未经审计的备考财务信息包括因所收购净资产的公允价值确定而导致的增量折旧和摊销调整、能源港合并中承担的债务的利息支出、能源港合并对税收费用（收益）的影响以及其他相关调整。确定Energy Harbor自收购日期以来的收入和收益金额是不切实际的，因为运营已整合到我们的商业平台中，该平台在投资组合层面进行管理。

能源港合并产生的收购成本总计$ 1 百万美元 25 截至2024年9月30日止三个月和九个月的百万美元，在简明综合经营报表中分类为销售、一般和管理费用。

收购非控股权益

2024年9月18日，Vistra运营公司及Vistra Vision Holdings I LLC（TERM3 Vision Holdings）的间接全资附属公司，与Nuveen及Avenue各自订立单独的单位购买协议（UPA），据此，Vistra Vision Holdings同意购买Nuveen及Avenue各自的合并 15 以约美元在Vistra Vision中持有%非控股权益 3.2 亿现金。UPA包含我们无法控制的某些成交条件，这些条件代表有条件赎回义务，要求我们在截至2024年9月30日的综合资产负债表夹层部分中将交易反映为可赎回的非控制性权益。UPA在收盘前进行了修订，以加速向Avenue和某些Nuveen非控股权益持有人支付本金。该交易于2024年12月31日结束，所有成交条件均已满足。交易完成后，我们将归属于可赎回非控制性权益的剩余未来付款重新分类为融资义务。更多信息见附注9。

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收入分类

以下表格按主要来源分列我们的收入：

			截至2025年9月30日止三个月
			零售						德州						易事特						西												资产 关闭						淘汰/企业及其他						合并
			（百万）
客户合同收入：
ERCOT中的零售能源收费			$	2,698					$	—					$	—					$	—											$	—					$	—					$	2,698
东北/中西部零售能源收费			1,054						—						—						—												—						—						1,054
来自ISO/RTO的批发发电收入			—						112						543						28												—						—						683
ISO/RTO的产能收入（a）			—						—						79						—												—						—						79
其他批发合约收入			—						100						101						61												—						2						264
与客户签订的合同收入总额			3,752						212						723						89												—						2						4,778
其他收入：
可转让PTC收入（b）			—						145						—						—												—						—						145
套期保值收益——已实现			396						( 422 )						( 108 )						26												—						—						( 108 )
套期保值收入——未实现			( 43 )						251						( 97 )						50												1						—						162
营业中断保险收益			—						—						—						—												1						—						1
无形摊销和其他收入			—						—						( 7 )						—												—						—						( 7 )
分部间销售（c）			34						1,613						1,239						—												—						( 2,886 )						—
其他收入合计			387						1,587						1,027						76												2						( 2,886 )						193
总收入			$	4,139					$	1,799					$	1,750					$	165											$	2					$	( 2,884 )					$	4,971

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(a)包括$ 270 百万出售的产能被$ 191 东段各ISO/RTO采购百万产能。如果在ISO/RTO中购买或出售的净容量导致净容量购买，则净购买包括在燃料、购买的电力成本和交付费用中。

(b)系指该期间符合条件的核能和太阳能资产产生的可转让PTC。

（c）德州部分包括$ 28 百万分部间未实现净亏损，东部分部包括$ 4 与零售部门的商品头寸按市值估值产生的分部间未实现净收益百万。

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			截至2024年9月30日止三个月
			零售						德州						东（a）						西						资产 关闭						淘汰/企业及其他						合并
			（百万）
客户合同收入：
ERCOT中的零售能源收费			$	2,500					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	2,500
东北/中西部零售能源收费（a）			1,051						—						—						—						—						—						1,051
来自ISO/RTO的批发发电收入			—						122						347						50						1						—						520
ISO/RTO的产能收入（b）			—						—						18						—						—						—						18
其他批发合约收入			—						93						100						48						10						1						252
与客户签订的合同收入总额			3,551						215						465						98						11						1						4,341
其他收入：
可转让PTC收入			—						4						—						—						—						—						4
套期保值收益——已实现			373						( 382 )						( 52 )						35						( 3 )						—						( 29 )
套期保值收入——未实现			308						1,253						299						98						2						—						1,960
无形摊销和其他收入			1						—						( 1 )						—						1						11						12
分部间销售（c）			18						3,154						1,142						1						—						( 4,315 )						—
其他收入合计			700						4,029						1,388						134						—						( 4,304 )						1,947
总收入			$	4,251					$	4,244					$	1,853					$	232					$	11					$	( 4,303 )					$	6,288

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(a)包括与在能源港合并中获得的业务相关的收入。

(b)表示在每个ISO/RTO中出售的净容量。东段包括$ 30 百万出售的产能被$ 12 百万购买的产能。简明综合运营报表中燃料、外购电力成本和交付费中包含的每个ISO/RTO购买的净产能包括购买的产能$ 44 百万美元抵消 28 百万的产能在东部段内出售。

（c）德州、东部和西部部分包括$ 1.527 十亿，$ 55 百万，以及$ 1 与零售部门的商品头寸按市值估值产生的分部间未实现净收益分别为百万。

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			截至2025年9月30日止九个月
			零售						德州						易事特						西						资产 关闭						淘汰/企业及其他						合并
			（百万）
客户合同收入：
ERCOT中的零售能源收费			$	6,890					$	—					$	—					$	—					$	—					$	—					$	6,890
东北/中西部零售能源收费			2,886						—						—						—						—						—						2,886
来自ISO/RTO的批发发电收入			—						231						1,725						75						—						—						2,031
ISO/RTO的产能收入（a）			—						—						129						—						—						—						129
其他批发合约收入			—						338						323						176						5						3						845
与客户签订的合同收入总额			9,776						569						2,177						251						5						3						12,781
其他收入：
可转让PTC收入（b）			—						151						—						—						—						—						151
套期保值收益——已实现			1,040						( 458 )						( 158 )						90						—						—						514
套期保值收入——未实现			( 59 )						198						( 446 )						4						2						—						( 301 )
营业中断保险收益			—						—						—						—						22						—						22
无形摊销和其他收入			—						( 2 )						( 11 )						—						—						—						( 13 )
分部间销售（c）			82						3,339						3,048						2						( 3 )						( 6,468 )						—
其他收入合计			1,063						3,228						2,433						96						21						( 6,468 )						373
总收入			$	10,839					$	3,797					$	4,610					$	347					$	26					$	( 6,465 )					$	13,154

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(a)包括$ 477 百万出售的产能被$ 348 东段各ISO/RTO采购百万产能。如果在ISO/RTO中购买或出售的净容量导致净容量购买，则净购买包括在燃料、购买的电力成本和交付费用中。

(b)系指该期间符合条件的核能和太阳能资产产生的可转让PTC。

（c）德州和东部部分包括$ 93 百万美元 103 与零售部门的商品头寸按市值估值产生的分部间未实现净亏损分别为百万。

			截至2024年9月30日止九个月
			零售						德州						东（a）						西						资产 关闭												淘汰/企业及其他						合并
			（百万）
客户合同收入：
ERCOT中的零售能源收费			$	6,241					$	—					$	—					$	—					$	—											$	—					$	6,241
东北/中西部零售能源收费（a）			2,705						—						—						—						—												—						2,705
来自ISO/RTO的批发发电收入			—						278						844						164						4												—						1,290
ISO/RTO的产能收入（b）			—						—						54						—						—												—						54
其他批发合约收入			—						325						312						147						24												1						809
与客户签订的合同收入总额			8,946						603						1,210						311						28												1						11,099
其他收入：
可转让PTC收入			—						9						—						—						—												—						9
套期保值收益——已实现			927						( 524 )						35						68						( 8 )												—						498
套期保值收入——未实现			( 3 )						893						356						317						8												—						1,571
无形摊销和其他收入			—						—						( 3 )						—						1												12						10
分部间销售（c）			43						3,943						2,643						5						—												( 6,634 )						—
其他收入合计			967						4,321						3,031						390						1												( 6,622 )						2,088
总收入			$	9,913					$	4,924					$	4,241					$	701					$	29											$	( 6,621 )					$	13,187

____________

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(a)包括 七个月 与在能源港合并中获得的业务相关的收入。

(b)表示在每个ISO/RTO中出售的净容量。东段包括$ 94 百万出售的产能被$ 40 百万购买的产能。简明综合运营报表中包含在燃料、已购电力成本和交付费中的每个ISO/RTO购买的净容量包括已购容量$ 88 百万美元抵消 47 百万的产能在东部段内出售。

（c）德州和西部部分包括$ 605 百万美元 3 百万，分别为分部间未实现净收益，东分部包括$ 123 与零售部门的商品头寸按市值估值产生的分部间未实现净亏损百万。

履约义务

截至2025年9月30日，我们有未履行或部分未履行的未来固定费用履约义务，这些义务与通过ISO/RTO举行的产能拍卖或与客户签订的总对价固定且可在合同执行时确定的合同授予的产能拍卖量有关。产能收入在履行向相关ISO/RTO或交易对手提供产能的履约义务时确认。

			2025年余额						2026						2027						2028						2029						2030年及以后						合计
			（百万）
剩余履约义务			$	370					$	1,647					$	882					$	122					$	62					$	548					$	3,631

贸易应收账款

			2025年9月30日						12月31日， 2024
			（百万）
批发和零售贸易应收账款			$	2,431					$	2,061
信贷损失备抵			( 104 )						( 79 )
贸易应收账款—净额			$	2,327					$	1,982
应收客户合同贸易账款——净额			$	1,776					$	1,514
其他贸易应收账款—净额			551						468
贸易应收账款—净额			$	2,327					$	1,982

截至2025年9月30日和2024年12月31日的贸易应收账款总额包括未开票零售收入$ 924 百万美元 802 分别为百万。

应收账款信用损失备抵

									截至9月30日的九个月，
															2025						2024
															（百万）
期初应收账款信用损失备抵															$	79					$	61
坏账费用增加															152						132
账户核销减少															( 127 )						( 105 )
期末应收账款信用损失备抵															$	104					$	88

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2022年通胀削减法案（IRA）

2022年8月，美国颁布了IRA，引入了各种能源税收抵免。其中，它通过在第45U节（nuclear PTC）下建立核生产税收抵免、太阳能PTC、适用于各种不同清洁能源技术的新技术中性ITC和PTC以及新的独立电池存储投资税收抵免，承认了现有无碳核电的重要性。核能PTC提供每兆瓦时最高15美元的联邦税收抵免，但在2024年和2025年的年度毛收入分别在每兆瓦时25.00美元和每兆瓦时43.75美元之间以及每兆瓦时26.00美元和每兆瓦时44.75美元时逐步取消。核PTC适用于2024年至2032年期间的现有核设施，但须进行年度通胀调整。公司对我们预计收到的可转让ITC和PTC进行会计处理，类比国际会计准则20内的赠款模式，政府补助的会计核算和政府援助的披露.

可转让PTC

在截至2025年9月30日的三个月和九个月中，我们分别确认了可转让核PTC收入$ 145 百万。Nuclear PTC收入是基于2025年符合条件的核能生产产生的预计年度总收入的估计，反映了我们的决心，即我们将满足获得五倍乘数所需的现行工资要求。截至2025年9月30日止九个月内确认的金额反映了根据该期间实际符合条件的核产量按比例分配的预测年度核PTC收入。我们对预测毛收入的计算包括每个核装置的商业能源收入和容量收入（仅针对我们的PJM核装置），不包括任何对冲和辅助收入。财政部条例可能会在许多重要方面进一步界定立法的范围，包括对核PTC毛收入定义的解释性指导。任何与我们估计中使用的解释不同的关于毛收入定义的解释性指导都可能导致2024年和2025年记录的PTC收入发生重大变化，并将在收到指导的期间反映为估计的变化。

可转让PTC的销售

在2025年期间，我们卖出了$ 490 符合条件的2024年核能发电认可的可转让核PTC为百万个，其中$ 200 2025年1月售出百万，$ 90 百万在2025年5月和6月售出，$ 200 百万于2025年9月售出。现金收益$ 278 百万美元 469 百万元分别于截至2025年9月30日止三个月及九个月内收到。

Vistra提交了一份美国联邦所得税申报表，其中包括其合并子公司的业绩。Vistra是Vistra合并集团的企业母公司。根据适用的美国财政部法规和美国国税局公布的指导意见，作为合并集团成员的公司对该集团的税收负有连带责任。

所得税费用

我们的所得税费用构成如下：

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
			2025						2024						2025						2024
			（百万）
所得税前净收入			$	856					$	2,392					$	815					$	3,016
所得税费用			$	( 204 )					$	( 555 )					$	( 104 )					$	( 694 )
实际税率			23.8		%				23.2		%				12.8		%				23.0		%

我们根据当前和预测的收益和税法，在临时基础上评估和更新我们的年度有效所得税率。我们的实际收益与年度预测相比的组合和时机，以及与所需离散项目相比的税前收益金额，可能会导致中期有效税率波动。

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截至二零二五年九月三十日止三个月有效利率 23.8 %高于美国联邦法定率 21 %主要是由于州所得税。截至二零二五年九月三十日止九个月，实际税率为 12.8 %低于美国联邦法定率 21 %主要是由于与股票薪酬相关的离散记录的永久性差异，部分被州所得税所抵消。

截至2024年9月30日止三个月，实际税率为 23.2 %高于美国联邦法定率 21 %主要是由于州所得税。截至2024年9月30日止9个月，实际税率为 23.0 %高于美国联邦法定率 21 %主要是由于州所得税的影响被与基于股票的薪酬相关的离散税收优惠所抵消。

OBBBA和CAMT

2025年7月，被称为OBBBA的立法签署成为法律，我们已在合并财务报表中说明了影响。关键变化包括国内研发费用立即费用化、恢复100%奖金折旧、利息扣除限制增加等。OBBBA的某些规定将改变当前财政年度和未来年度期间的现金税支付时间，但该立法并未对我们的合并财务报表产生重大影响。我们预计Vistra在2025纳税年度不会被征收企业替代最低税（CAMT），因为它仅适用于三年平均年调整后财务报表收入超过$ 1 十亿。我们在预测现金税时考虑了CAMT并预测了OBBBA的影响。

我们的物业、厂房和设备包括我们的发电资产、相关的采矿资产、土地、信息系统硬件、资本化的公司办公租赁空间以及其他租赁物改良。土地和在建工程不计提折旧。

			2025年9月30日						12月31日， 2024
			（百万）
发电及构筑物和办公室及其他设备			$	22,510					$	22,943
土地			614						603
在建工程（a）			1,969						1,060
融资租赁使用权资产			186						186
核燃料			2,054						1,843
物业、厂房及设备—毛额			27,333						26,635
减去累计折旧			( 8,918 )						( 8,020 )
减融资租赁使用权资产累计摊销			( 39 )						( 33 )
减去核燃料累计摊销			( 651 )						( 409 )
物业、厂房及设备—净额			$	17,725					$	18,173

____________

(a)在截至2025年9月30日的三个月和九个月中，我们确认了$ 5 百万美元 73 万，分别与我们没有计划完成的开发项目有关。

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不动产、厂房和设备的折旧和摊销（包括简明综合经营报表中的分类）包括以下内容：

物业、厂房及设备						简明合并经营报表			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
									2025						2024						2025						2024
									（百万）
发电及构筑物和办公室及其他设备						折旧及摊销			$	417					$	419					$	1,393					$	1,173
融资租赁使用权资产						折旧及摊销			2						2						6						6
核燃料						燃料、外购电力成本、派送费			129						123						366						269
不动产、厂房和设备费用合计									$	548					$	544					$	1,765					$	1,448

发电设施退役

以下是我们宣布退役日期的运营设施。具有明确报废日期的发电设施的运营结果包含在发生或预期发生报废的次年的日历年的资产关闭部分中。苔藓登陆 300 由于我们不打算让资产恢复运营，设施在2025年第一季度被转移到资产关闭部门。更多信息见附注1。

设施

位置

ISO/RTO

燃料类型

净产能（MW）

预期或实际退休日期（a）

段

鲍德温

伊利诺伊州鲍德温

MISO

煤炭

1,185

到2027年底

易事特

科莱托溪

Goliad，TX

ERCOT

煤炭

650

到2027年底

德州

金凯德

伊利诺伊州金凯德

PJM

煤炭

1,108

到2027年底

易事特

迈阿密堡

俄亥俄州北弯

PJM

煤炭

1,020

到2028年中期

易事特

牛顿

伊利诺伊州牛顿

MISO

煤炭

615

到2027年底

易事特

合计

4,578

____________

(a)如果经济或其他条件要求，预期退休日期可能会发生变化。

该公司打算在Coleto Creek和Miami Fort作为燃煤设施退役后将其重新供电为燃气设施。我们目前正在评估将预计于2027年退役的其他燃煤设施转换为燃气设施的可行性。

商誉

截至2025年9月30日和2024年12月31日，商誉账面价值共计$ 2.810 十亿美元 2.807 分别为十亿。

			零售板块						德州分部
			零售报告股（a）						德州报告单位						商誉待分配						商誉总额
			（百万）
2024年12月31日余额			$	2,461					$	122					$	224					$	2,807
与能源港合并有关的计量期间调整（b）			227						—						( 224 )						3
2025年9月30日余额			$	2,688					$	122					$	—					$	2,810

____________

(a)商誉$ 1.944 十亿可用于税收抵扣超过 15 以直线计算的年数。

(b)包括将可归属于Energy Harbor收购的商誉分配给零售报告单位（更多信息见附注2）。

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可辨认无形资产和负债

可辨认无形资产由以下部分组成：

						2025年9月30日																		2024年12月31日
可辨认无形资产						毛额 携带 金额						累计 摊销						净						毛额 携带 金额						累计 摊销						净
						（百万）
零售客户关系						$	2,173					$	2,044					$	129					$	2,173					$	1,977					$	196
软件及其他科技相关资产						566						347						219						601						293						308
零售及批发合约						503						410						93						503						353						150
长期服务协议						18						6						12						18						5						13
其他可辨认无形资产（a）						319						16						303						218						13						205
需摊销的可辨认无形资产合计						$	3,579					$	2,823					756						$	3,513					$	2,641					872
零售商号（不需摊销）																		1,341																		1,341
可辨认无形资产合计																		$	2,097																	$	2,213

____________

(a)包括采矿开发成本和环境配额（排放配额和可再生能源证书）。

可辨认无形负债包括以下各项：

可辨认无形负债						2025年9月30日						2024年12月31日
						（百万）
长期服务协议						$	101					$	108
批发电力和燃料采购合同						40						47
可辨认无形负债合计						$	141					$	155

使用寿命有限的可辨认无形资产和负债的摊销（包括简明综合经营报表中的分类）包括以下内容：

可辨认无形资产/负债						简明合并经营报表			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
									2025						2024						2025						2024
									（百万）
零售客户关系						折旧及摊销			$	23					$	29					$	68					$	82
软件及其他科技相关资产						折旧及摊销			17						15						53						43
零售及批发合约						营业收入/燃料、外购电力成本、配送费			( 2 )						( 5 )						( 6 )						( 9 )
其他可辨认无形资产（a）						燃料、外购电力成本、送货费/折旧摊销			127						131						350						327
无形资产费用总额，净额									$	165					$	170					$	465					$	443

___________

(a)金额包括与环境配额相关的所有费用，包括为遵守排放配额计划和可再生能源组合标准而应计的费用，这些费用在简明综合经营报表中以燃料、外购电力成本和交付费用列报。排放配额义务在产生相关电力时计提，可再生能源证书义务在发生零售电力交付时计提。

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可辨认无形资产的预计摊销

截至2025年9月30日，未来五个会计年度每个会计年度的可辨认无形资产（不含环境津贴）的预计摊销费用总额如下所示。

年份						估计摊销费用
						（百万）
2025						$	218
2026						$	168
2027						$	73
2028						$	53
2029						$	37

2023年，Vistra运营与该公司组建的特拉华州信托（信托）签订了融资协议，该信托出售 450,000 可于2028年5月17日赎回的预资本化信托证券（P-Caps），初始购买价格为$ 450 百万。该信托未由Vistra进行合并。该信托将出售P上限的收益投资于（a）美国国债证券（Treasury）或（b）国债和/或国债本金和利息条（Treasury Strips，连同以美元计价的国债和现金，即合格资产）的投资组合。在Vistra运营的指导下，信托持有的合格资产可以（i）交付给一家或多家从事Vistra运营的指定子公司，以允许此类子公司使用合格资产与交易对手履行某些过帐义务，和/或（ii）作为信用证计划的抵押支持。

截至2025年9月30日和2024年12月31日，交易对手为满足当前和未来保证金存款要求而持有的合格资产的公允价值总计$ 450 百万美元 435 百万，分别在简明综合资产负债表中报告为根据关联融资协议过账的保证金存款和向关联融资的保证金存款。有关更多信息，请参见我们2024年10-K表中财务报表的附注8。

简明综合资产负债表上的债务、信贷便利和融资义务包括以下内容：

			2025年9月30日						2024年12月31日
			（百万）
长期债务，包括目前到期的金额：
项目层面债务			$	1,488					$	1,064
Vistra运营债务			14,642						15,405
未摊销溢价、折价和发行费用前的长期债务			16,130						16,469
未摊销溢价、折价及发行费用			( 142 )						( 171 )
长期债务，包括目前到期的金额			$	15,988					$	16,298
应收账款融资			$	1,225					$	750
远期回购义务			$	1,314					$	1,335

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长期负债

公司的长期债务，包括目前到期的金额，包括以下内容：

			2025年9月30日						2024年12月31日
			（百万）
Vistra运营信贷便利，2030年12月20日到期的定期贷款B-3便利			$	2,456					$	2,475
BCOP信贷便利、过桥贷款（a）			367						367
BCOP信贷便利、建筑/定期贷款（a）			424						—
Vistra零信贷融通，2031年4月30日到期的定期贷款B融通			697						697
Vistra运营高级担保票据：
5.125 %高级有担保票据，2025年5月13日到期			—						744
5.050 2026年12月30日到期的优先有担保票据百分比			500						500
3.700 %优先有担保票据，2027年1月30日到期			800						800
4.300 %优先有担保票据，2029年7月15日到期			800						800
6.950 %优先有担保票据，2033年10月15日到期			1,050						1,050
6.000 %优先有担保票据，2034年4月15日到期			500						500
5.700 %优先有担保票据，2034年12月30日到期			750						750
Vistra业务高级有担保票据总额			4,400						5,144
能源港收入债券：
3.375 %收益债券，2029年8月1日到期			100						100
4.750 %收益债券，2033年6月1日和2033年7月1日到期			285						285
3.750 %收益债券，2047年10月1日到期			46						46
Total Energy Harbor Revenue债券			431						431
Vistra运营高级无抵押票据：
5.500 %高级无抵押票据，2026年9月1日到期			1,000						1,000
5.625 %高级无抵押票据，2027年2月15日到期			1,300						1,300
5.000 %高级无抵押票据，2027年7月31日到期			1,300						1,300
4.375 %高级无抵押票据，2029年5月1日到期			1,250						1,250
7.750 %优先无抵押票据，2031年10月15日到期			1,450						1,450
6.875 %优先无抵押票据，2032年4月15日到期			1,000						1,000
Vistra运营合计高级无抵押票据			7,300						7,300
其他：
设备融资协议			55						55
其他长期债务合计			55						55
未摊还债溢价、折价及发行费用			( 142 )						( 171 )
长期债务总额，包括目前到期的金额			15,988						16,298
减去目前到期的金额（b）			( 231 )						( 880 )
长期债务总额减去当前到期金额			$	15,757					$	15,418

___________

(a)见信贷便利BCOP信贷融资到期情况详见下表。

(b)不包括 5.500 % 2026年9月1日到期的高级无担保票据，因为金额是使用2025年10月发行所得款项净额的一部分进行长期再融资的$ 2.0 亿元的Vistra运营高级有担保票据。见Vistra运营高级有担保票据下面。

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长期债务期限

截至2025年9月30日的长期债务到期情况如下：

			2025年9月30日
			（百万）
2025年剩余			$	208
2026年（a）			2,014
2027			3,432
2028			32
2029			2,283
此后			8,161
未摊销的溢价、折价和发债成本			( 142 )
长期债务总额，包括目前到期的金额			$	15,988

___________

(a)包括 5.500 使用2025年10月发行所得款项净额的一部分进行长期再融资的2026年9月1日到期的高级无担保票据百分比$ 2.0 亿元的Vistra运营高级有担保票据。见Vistra运营高级有担保票据下面。

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信贷便利

截至2025年9月30日，我们的信贷额度和相关可用容量列示如下。

												2025年9月30日
信贷便利						到期日						设施 限制												现金 借款（长期债务，含当期到期金额）						信函 未偿信贷						可用 产能
												（百万）
Vistra运营债务：
循环信贷机制						2029年10月11日						$	3,440											$	—					$	981					$	2,459
定期贷款B-3贷款						2030年12月20日						2,456												2,456						—						—
Vistra运营信贷便利总额												5,896												2,456						981						2,459
Vistra业务与商品挂钩的融资						2025年10月1日（a）						1,750												—						—						644
Vistra运营债务总额												$	7,646											$	2,456					$	981					$	3,103
项目层面债务：
过桥贷款						2025年11月1日（b）/2026年12月3日						$	367											$	367					$	—					$	—
建筑/定期贷款						（c）						424												424						—						—
BCOP信贷便利（d）												791												791						—						—
Vistra零定期贷款B融资（d）						2031年4月30日						697												697						—						—
项目级债务总额												$	1,488											$	1,488					$	—					$	—
信贷便利总额												$	9,134											$	3,944					$	981					$	3,103

___________

(a)2025年10月，Vistra运营部门对商品挂钩融资进行了修订，除其他外，将到期日延长至2026年9月30日。

(b)2025年10月，到期日在$ 106 百万过桥贷款展期至2026年1月30日。请参阅中的进一步讨论BCOP项目级信贷便利下面讨论。

（c）由$ 120 2029年12月3日到期的定期贷款百万美元 88 2025年11月1日到期的、2025年10月30日转换为到期日为2029年12月3日的定期贷款的百万美元 216 预计将于2026年12月3日或之前转换为定期贷款的到期日为2026年12月3日的建筑贷款的百万。请参阅中的进一步讨论BCOP项目级信贷便利下面讨论。

（d）Vistra Zero Operating和BCOP在Vistra Zero Credit Agreement和BCOP Credit Agreement下的义务分别由Vistra Zero Operating和BCOP的子公司提供担保，但在其他方面对Vistra Operations及其其他子公司无追索权。

Vistra运营信贷便利

截至2025年9月30日，Vistra业务信贷便利的承诺总额最高可达$ 5.896 亿元的高级有担保、第一留置权的循环信贷承诺和未偿还的定期贷款（Vistra运营信贷便利）。Vistra业务信贷便利包括（i）最高不超过$ 3.440 十亿，（循环信贷安排），及（二）定期贷款$ 2.456 亿（定期贷款B-3融资）。

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循环信贷机制—循环信贷融资用于一般公司用途。根据Vistra运营信贷协议，（i）循环信贷融资下的借款利息根据（i）基于SOFR（Term SOFR）的前瞻性期限利率加上利差支付，利差范围为 1.25 %至 2.00 %，及（ii）就循环信贷融资的任何未提取金额应付的费用由 17.5 基点至 35.0 基点。定期SOFR借款的利息期为一年、三年或六个月，拖欠利息。根据循环信贷安排签发的信用证的利息从 1.25 %至 2.00 %，并按季度支付欠款。循环信贷融资的利息和费用基于Vistra运营的高级有担保长期债务证券的评级。截至2025年9月30日，在考虑到基于某些与可持续发展相关的目标和门槛的可持续发展定价调整后，循环信贷融资的适用利率差以及与此类承诺相关的未提取金额的费用为 1.725 %和 27.0 基点，根据循环信贷安排签发的信用证的适用利率差分别为 1.725 %.

定期贷款B-3贷款—定期贷款B-3融资用于一般公司用途，并根据适用的期限SOFR计息，加上固定利差 1.75 %，以及在考虑利率掉期前的加权平均利率（更多信息见附注10）未偿还借款$ 2.456 十亿是 5.91 截至2025年9月30日的百分比。定期SOFR贷款的利息期为一年、三年或六个月，拖欠利息。定期贷款B-3融资下的现金借款须按要求按季度支付$ 6.25 百万。支付的金额不能再借。

其他信息— Vistra运营信贷便利下的义务由涵盖基本上所有Vistra运营（及其某些子公司）合并资产、权利和财产的留置权担保，但Vistra运营信贷便利中规定的某些例外情况除外。Vistra运营信用协议包含某些抵押品暂停条款，这些条款将在Vistra运营获得两家评级机构的无担保投资级评级且当时没有未偿还的定期贷款（根据及定义见Vistra运营信用协议）（或其持有人同意解除此类担保权益）时生效。此类抵押品暂停条款将继续有效，除非并直至Vistra运营不再持有至少两家评级机构的无担保投资级评级，届时抵押品返还条款将生效（但须遵守 60 天宽限期）。

如果某些套期保值协议和现金管理协议符合Vistra业务信贷便利中规定的某些标准，Vistra业务信贷便利还允许这些套期保值协议和现金管理协议与Vistra业务信贷便利在同等基础上作担保。

Vistra运营信贷便利规定了适用于Vistra运营（及其受限制子公司）的肯定和否定契约，包括要求其根据Vistra运营信贷便利向代理提供财务和其他信息且不改变其业务范围的肯定契约，以及限制Vistra运营（及其受限制子公司）产生额外债务、进行投资、处置资产、支付股息、授予留置权或采取某些其他行动的能力的负面契约，在每种情况下，除非Vistra运营信贷便利允许。Vistra运营信贷协议还包括一项关于循环信贷融资的跳跃式财务契约，该契约在适用时将要求遵守综合第一留置权净杠杆率（或在抵押品暂停期间，综合总净杠杆率）。Vistra运营在Vistra运营信贷便利下的借款能力取决于其中规定的某些惯常先决条件的满足。

Vistra运营信贷便利对某些惯常违约事件作出规定，包括因未在到期时支付本金、利息或费用而导致的违约事件、重大违反陈述和保证的行为、违反Vistra运营信贷便利或辅助贷款文件中的契约、其他协议或工具下的交叉违约以及存在针对Vistra运营及其某些子公司的重大未付（或未中止）判决。一旦发生违约事件，Vistra运营信贷便利规定，根据该事件到期的所有本金、利息和其他金额将立即到期应付，自动或由特定贷方选择。

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Vistra运营信贷协议一般会限制Vistra运营向任何直接或间接母公司进行分配的能力，除非此类分配根据协议被明确允许。截至2025年9月30日，Vistra运营可分配约$ 10.9 未经任何一方同意，根据Vistra运营信贷协议向母公司支付10亿元。Vistra运营部门可分配给母公司的金额因Vistra运营部门向母公司分配的约$ 350 百万美元 515 截至2025年9月30日止三个月及2024年9月30日止三个月，分别为百万元及$ 1.275 十亿美元 1.505 截至2025年9月30日止九个月及2024年9月30日止九个月，分别为10亿元。此外，Vistra的运营部门可能会向母公司进行分配，其金额足以让母公司支付因母公司拥有或运营Vistra运营而产生的任何税款或一般运营或公司管理费用。截至2025年9月30日，Vistra经营受限的净资产可能全部分配给母公司。

Vistra业务与商品挂钩的循环信贷安排

截至2025年9月30日，Vistra业务高级有担保商品挂钩循环信贷额度（商品挂钩额度）总计$ 1.750 十亿的可用承诺总额。根据我们获得额外承诺的能力，我们可以灵活地将商品挂钩融资的规模进一步增加到$ 3.0 十亿。2025年10月，Vistra运营部门对商品挂钩融资进行了修订，除其他外，将到期日延长至2026年9月30日。截至2025年9月30日，借款基$ 644 万美元低于融资限额，这代表着总承付款项$ 1.750 十亿。

在商品挂钩融资下，借款基数是根据一组理论交易按周计算的，这些交易近似于某些电力市场上Vistra业务及其某些子公司的部分对冲投资组合，其下的可用性不超过可用承诺总额，也不低于零。Vistra运营可根据自己的选择借入不超过借款基数的金额，该金额经不时调整，但前提是，如果任何时候的未偿还借款都会超过借款基数，Vistra运营应进行还款，将未偿还借款减少到小于或等于借款基数。由于电力价格不时上涨，Vistra运营部门打算使用在商品挂钩融资下提供的任何借款，以根据Vistra运营部门及其子公司所参与的各种商品合同的要求进行现金过账，并用于其他营运资金和一般公司用途。

商品挂钩融资的利息基于期限SOFR或每日简单SOFR利率加上（i）利差，范围从 1.25 %至 2.00 %，以及（ii）基于某些与可持续发展相关的目标和门槛的可持续发展定价调整。Term SOFR借款的利息期为一年、三年或六个月，拖欠利息。每日简单SOFR的利息期为一周，拖欠利息。与商品挂钩融资有关的任何未提取金额的费用范围从 17.5 基点至 35.0 基点。截至2025年9月30日，商品挂钩融资项下未偿还借款的适用利率差为 1.725 %，与商品挂钩融资有关的任何未提取金额的费用为 27.0 基点。商品挂钩融资的利息和费用基于Vistra运营的高级有担保长期债务证券的评级。截至2025年9月30日，有 无 商品挂钩贷款项下的未偿还借款。

BCOP项目级信贷便利

2024年12月，BCOP及其子公司签订了BCOP信贷协议，为位于伊利诺伊州和德克萨斯州的Baldwin和Coffeen太阳能发电和电池ESS设施以及Oak Hill和Pulaski太阳能发电设施的开发提供资金。BCOP信贷协议规定（i）过桥贷款$ 367 百万美元，用于Oak Hill和Pulaski项目（桥梁贷款）和（ii）建设/定期贷款承诺$ 528 百万（建筑/定期贷款融资）和偿债准备金信用证融资承付款$ 29 百万（偿债准备金，以及与过桥贷款和建设/定期贷款工具合称的BCOP信贷工具）。

截至2025年9月30日，Oak Hill和Pulaski的过桥贷款总额为$ 106 百万美元 261 百万，并将分别于2025年11月和2026年12月到期，但须遵守BCOP信贷协议的条款。2025年10月，到期日在$ 106 百万橡树山大桥贷款延期至2026年1月30日。根据借款通知中选择的适用期限SOFR加上固定的利差为拖欠的过桥贷款支付利息 1.625 年度%，而未偿还借款的加权平均利率为 5.648 截至2025年9月30日的百分比。过桥贷款的偿还由Vistra作为项目将产生的基础投资税收抵免的受益人提供担保。

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建设/定期贷款融资包括（i）支持Baldwin和Coffeen项目的定期贷款和（ii）建设贷款，用于在建设期间为Oak Hill和Pulaski项目成本提供资金，一旦每个项目达到其商业运营日期和期限转换日期，这些贷款将转换为定期贷款。2025年4月1日，BCOP出资$ 75 百万美元 46 分别为Baldwin和Coffeen提供的2029年12月到期的百万定期贷款，发行了$ 7 偿债准备金工具下的百万信用证，以支持Baldwin和Coffeen定期贷款。2025年5月20日，BCOP出资$ 88 百万的Oak Hill建设贷款，到期日为2025年11月，在满足特定条件的情况下，将转换为2029年12月到期的定期贷款。2025年10月，$ 88 百万建筑贷款转为定期贷款。2025年7月和8月，BCOP资助了$ 216 Pulaski将于2026年12月到期的建筑贷款总额百万，在满足特定条件的情况下，将转换为2029年12月到期的定期贷款。建设/定期贷款的利息将根据借款通知中选择的适用期限SOFR加上固定利差支付 1.875 建筑贷款和 2.000 定期贷款的年息%，未偿还建筑/定期贷款的加权平均利率为 6.03 截至2025年9月30日的百分比。从定期资金或定期转换日开始，定期贷款将摊销超过a 20年 期间和债务摊销和利息支付将由基础项目的现金流提供资金。已签发的偿债准备金信用证的手续费将于 2.000 年度%。未提取的贷款承诺和未签发的信用证承诺的承诺费将按贷款固定利差的固定百分比按季度支付。

Vistra Zero 项目级信贷协议

2024年3月，Vistra Zero Operating签订了Vistra零信用协议。Vistra零信贷协议规定了一项高级有担保定期贷款（定期贷款B融资），最高可达$ 700 百万，Vistra Zero Operating于2024年3月全部借款。净收益$ 690 百万元用于（i）支付发行费用及（ii）营运资金及一般公司用途。Vistra Zero Operating在Vistra Zero信用协议下的义务由Vistra Zero Operating的子公司提供担保，但在其他方面对Vistra Operations及其其他子公司无追索权。

定期贷款B融资的利息基于定期SOFR加 2.00 年度%。定期SOFR贷款的利息期为一年、三年或六个月，拖欠利息。未考虑未偿还借款利率掉期前的加权平均利率$ 697 百万是 6.16 截至2025年9月30日的百分比。

Vistra零信用协议包含的惯常契诺和保证在范围上与Vistra运营信用协议大体一致，但Vistra零信用协议中不存在任何财务维护契约。

信用证便利

Vistra运营有担保信用证融资

在2020年8月至2025年6月期间，我们与多家银行订立了未承诺的备用信用证融资（每家银行均为有担保LOC融资，统称为有担保LOC融资）。有担保的LOC融资由对Vistra运营（及其某些子公司）的几乎所有资产（与Vistra运营信贷融资享有同等地位）的第一留置权担保。有担保的LOC设施没有规定的到期日期，用于一般公司用途。截至2025年9月30日，$ 1.301 有担保LOC融资项下有10亿份信用证未结清。

Vistra运营无担保替代信用证便利

于2024年3月，我们订立了无担保替代信用证融资（替代LOC融资），以用于一般公司用途。2024年5月，对替代LOC设施进行了修订，将承诺上限提高到总计$ 500 百万。截至2025年9月30日，总容量为$ 500 百万美元 500 替代LOC融资项下有百万张信用证未结清。2025年10月，对替代LOC设施进行了修订，将承诺上限提高到总计$ 800 百万。替代LOC设施下的承诺于2028年12月终止。替代LOC设施中没有财务维护契约。

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Vistra运营高级有担保票据

根据《证券法》第144A条规则和S条规定，Vistra运营部门在向合格购买者发行的产品中发行和出售其优先有担保票据（统称为优先有担保票据）。管辖优先有担保票据的契约（可能不时修订或补充，Vistra运营高级有担保契约）规定，由Vistra运营的某些当前和未来子公司提供全额无条件担保，这些子公司也为Vistra运营的信贷融资提供担保。优先有担保票据由同一抵押品的第一优先担保权益作担保，该抵押品是为Vistra运营信贷便利下的贷款人的利益而质押的，并包含与Vistra运营信贷便利一致的某些契诺和限制。

2025年5月，$ 744 百万未偿本金 5.125 %于2025年5月到期的优先有担保票据已到期偿还。

2025年10月Vistra运营发行$ 2.0 亿优先担保票据本金总额，包括$ 750 百万本金总额 4.300 %于2028年到期的优先有担保票据（ 4.300 %优先有担保票据），$ 500 百万本金总额 4.600 %于2030年到期的优先有担保票据（ 4.600 %优先有担保票据），以及$ 750 百万本金 5.250 %于2035年到期的优先有担保票据（ 5.250 %优先有担保票据）根据《证券法》第144A条和第S条向符合条件的购买者发行。利息自2026年4月15日起，每半年以现金方式于每年4月15日和10月15日支付。此次发行所得款项净额连同手头现金用于（i）支持未偿债务的再融资活动（见Vistra运营高级无抵押票据下文），（ii）用于一般公司用途，包括为部分收购提供资金（更多信息见附注2），以及（iii）支付与此次发行相关的费用和开支。

能源港收入债券

俄亥俄州和宾夕法尼亚州的多个政府实体为Energy Harbor Generation LLC（EHG）或Energy Harbor Nuclear Generation LLC（EHNG）发行了多期收益债券；（统称为EH实体），本金总额为$ 431 百万。相关EH实体有义务向收益债券的适用发行人提供合同付款，以偿付收益债券的本金和利息，其支付由EH实体发行的各种抵押债券项下的EH实体的全部或几乎全部资产间接担保。如果EH实体违约其就收益债券支付本金和利息的合同义务，收益债券的受托人将能够催缴抵押债券到期，如果未支付，则可以取消抵押债券担保资产的赎回权。EH实体关于收入债券和相关抵押债券的义务由Energy Harbor和Vistra在无担保基础上提供担保。

Vistra运营高级无抵押票据

Vistra运营公司根据《证券法》第144A条规则和S条规定，在向合格购买者发行的产品中发行和出售其优先无担保票据（统称为优先无担保票据）。管辖优先无抵押票据的契约（可能不时修订或补充，Vistra业务高级无抵押契约）规定由担保人的子公司提供全额无条件担保。Vistra业务的高级无抵押契约包含某些契约和限制，其中包括对Vistra业务及其子公司（如适用）设置某些留置权、与另一实体合并或合并以及出售其全部或几乎全部资产的能力的限制。

2025年10月，Vistra运营部门使用上述2025年10月发行的Vistra运营高级有担保票据的部分收益赎回了美元 1.0 亿元未偿本金金额 5.500 2026年到期的高级无抵押票据百分比。

应收账款融资

应收账款证券化方案

TXU Energy Receivables Company LLC（RECCo）是Vistra的间接子公司，其应收账款融资工具（Receivables Facility）由资产支持商业票据发行人和商业银行（买方）提供。2025年6月，对应收账款融资进行了修订，增加了Dynegy 美国能源服务 Mid-Atlantic，LLC。2025年7月，对应收账款融资进行了修订，将购买限额从$ 1.0 十亿到$ 1.1 亿，并将应收账款融资期限延长至2026年7月。

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就应收账款融资而言，TXU Energy、Dynegy 美国能源服务、Dynegy 美国能源服务 Mid-Atlantic，LLC、Ambit Texas、Value Based Brands、Energy Harbor LLC和TriEagle Energy，这三家公司均为Vistra的间接子公司以及应收账款融资下的发起机构（发起人），在某些除外情况下，各自向RecCo（一家TXU Energy的合并、全资拥有、破产远程、直接子公司）出售和/或贡献其因向其客户销售电力及相关权利（应收款）而产生的所有应收款（根据应收款融资条款排除的任何应收款除外）。反过来，RecCo受制于某些条件，可以根据应收账款融资提取不超过上述限额的资金，以资助其从发起人处获得应收账款。RecCo已为应收账款融资下的买方的利益授予应收账款和所有相关资产的担保权益，并且Vistra运营部门已同意保证发起人和作为服务商的TXU Energy履行应收账款融资协议项下的义务。买方向RecCo提供资金的金额在简明综合资产负债表中反映为短期借款。应收账款融资项下的收益和还款在简明综合现金流量表中反映为筹资活动产生的现金流量。转让给买方的应收款项仍保留在Vistra的资产负债表上，并且Vistra反映了一项等于买方垫付金额的负债。公司记录垫付金额的利息支出。TXU Energy继续代表RecCo和买方（如适用）提供服务、管理和收取应收账款。

截至2025年9月30日，应收账款融资项下未偿还借款总额为$ 1.1 亿，并得到$ 1.764 亿的RecCo应收账款总额。截至2024年12月31日，有$ 750 百万应收账款融资下的未偿还借款。

回购便利

TXU Energy和应收账款融资下的其他发起机构有一项回购融资（Repurchase Facility），由商业银行作为买方（Buyer）在非承诺基础上提供。2025年7月，回购融资展期至2026年7月，同时维持融资规模$ 125 百万。回购融资由RecCo为应收款融资项下发起人的利益发行的有利于TXU Energy的次级票据（次级票据）作抵押，代表发起人根据应收款融资项下向RecCo出售的应收款项所支付的购买价款的未偿余额的一部分。根据回购便利，TXU Energy可要求买方向TXU Energy转移资金以换取次级票据的转让，同时TXU Energy同意在特定日期或按要求向买方转移资金以换取次级票据的返还（统称为回购交易）。预计每笔回购交易的期限为 一个月 ，除非根据TXU Energy的要求提前终止或在发生违约事件后由买方终止。

TXU Energy和其他发起人均已分别授予买方次级票据的第一优先担保权益，以担保其在管辖回购便利的协议下的义务，而Vistra运营已同意为管辖回购便利的协议下的义务提供担保。除非根据有关回购融资的协议提前终止，否则回购融资将与应收账款融资的预定终止同时终止。

截至2025年9月30日，回购融资下的未偿还借款总额为$ 125 百万。有 无 截至2024年12月31日回购融资项下的未偿还借款。

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远期回购义务

根据修订后的UPA，2024年12月31日，Vistra完成了对Avenue和Nuveen的Vistra Vision少数股权的收购。Vistra在交易结束时向Avenue全额支付了购买其在Vistra Vision的少数股权的费用，并在交易结束时向Nuveen支付了首期付款，向Nuveen支付的其余款项将在2026年12月31日之前分多次支付。Vistra Vision Holdings未来向Nuveen支付的剩余款项由Vistra运营部门及其为Vistra运营部门的无担保票据提供担保。2025年6月，Vistra进行了预定的分期付款，以将远期回购义务减少$ 80 百万，包括$ 41 百万本金和$ 39 百万利息。 应付给Nuveen的本金和利息付款如下：

			2025年9月30日
			（百万）
2025年剩余			$	701
2026			669
此后			—
统一协议下的预定付款总额			$	1,370

对Nuveen的剩余付款义务现值折现为 6 %总计$ 1.314 十亿美元 1.335 分别于2025年9月30日和2024年12月31日计入远期回购义务当期到期和远期义务，减去简明综合资产负债表中当前到期的金额。

利息费用及相关费用

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
			2025						2024						2025						2024
			（百万）
利息支出			$	272					$	244					$	819					$	702
利率掉期未实现按市值计价净亏损			10						84						84						26
发债成本、折价、溢价摊销			11						9						33						25
债务清偿收益			—						—						—						( 6 )
资本化利息			( 30 )						( 20 )						( 86 )						( 52 )
其他			23						15						58						48
利息支出和相关费用总额			$	286					$	332					$	908					$	743

适用于Vistra业务信贷融通的加权平均利率，已考虑附注10所讨论的利率互换 5.21 %和 5.52 分别截至2025年9月30日和2024年9月30日的百分比。

我们利用衍生工具，如期权、掉期、期货和远期合约，来管理我们对商品价格和利率波动的敞口。这些交易的对手方包括能源公司、金融机构、电力公司、独立电力生产商、燃料油和天然气生产商、当地分销公司以及能源营销公司。

商品衍生品

我们利用金融天然气以及金融和实体电力衍生品来减少电价变化的风险敞口，主要是为了对冲未来来自我们发电资产的电力销售收入。金融输电权和拥塞收益权是我们用来对冲区域内结算点间电价差异的衍生工具。与这些衍生工具相关的损益在简明综合经营报表的营业收入中列报。

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我们利用实物天然气、煤炭、排放和可再生能源证书衍生品，主要是为了对冲我们零售业务的未来购买电力成本或我们发电资产的燃料成本。与这些衍生工具相关的损益在燃料、外购电力成本和交付费的综合经营报表中报告。

我们的零售部门从我们的发电部门采购电力，以服务于未来的负荷义务。在我们的负荷服务活动无法自然抵消现有发电投资组合风险的地点和时期，剩余的商品价格敞口通过投资组合对冲活动进行管理。

利率互换

利率互换协议通过将浮动利率转换为固定利率来减少利率变动的风险敞口，从而对冲未来的利息成本和相关现金流。与这些衍生工具相关的损益在简明综合经营报表的利息费用和相关费用中列报。

截至2025年9月30日，Vistra已开展以下利率互换业务：

						名义金额						到期日						费率范围（d）
						（百万，百分比除外）
互换为固定（a）						$ 3,000						2026年7月						2.89		%	-			2.97 %
换成变量（a）						$ 700						2026年7月						1.44		%	-			1.49 %
互换为固定（b）						$ 2,300						2030年12月						3.20		%	-			3.76 %
换成固定（c）						$ 416						2045年3月、7月和10月						3.95		%	-			4.09 %

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(a)$ 700 百万支付可变利率和接收固定利率掉期与一部分美元的条款相匹配 3.0 十亿支付固定利率和接收可变利率掉期。这些匹配的掉期将随着时间的推移而结算，并有效地抵消对冲头寸。这些将于2026年7月到期的抵消掉期对冲了我们对美元的敞口 2.3 到2026年7月的浮动利率债务规模为10亿。

(b)自2026年7月至2030年12月生效。这些掉期交易将对冲我们在美元上的敞口 2.3 2026年8月至2030年12月浮动利率债的十亿。

（c）2025年3月、2025年5月和2025年7月，BCOP签订了名义金额约为$ 108 百万，$ 70 百万美元 238 分别为百万。这些互换自2025年4月、2025年10月和2026年10月起生效，将分别于2045年3月、2045年10月和2045年7月到期。这些掉期交易旨在对冲BCOP约$ 416 根据BCOP信贷协议签发的浮动利率建设/定期贷款融资承诺的百万。（更多信息见附注9）。

（d）利率区间反映了每笔掉期在适用期限的固定期限SOFR率。

衍生工具对简明合并资产负债表的影响

我们与某些交易对手保持标准化的净额结算主协议，允许冲销应付账款、应收账款和支付的现金抵押品的权利，以减少信用风险。 下表在考虑了与交易对手的净额结算安排和记录的现金抵押品后，将我们在简明综合资产负债表中报告的衍生资产和负债总额与合同基础上的净值进行了核对。

			2025年9月30日
			衍生合约资产												衍生合约负债
			商品合约						利率互换						商品合约						利率互换						合计
			（百万）
流动资产			$	2,615					$	18					$	1					$	—					$	2,634
非流动资产			579						2						23						—						604
流动负债			—						—						( 3,596 )						( 14 )						( 3,610 )
非流动负债			( 4 )						—						( 1,362 )						( 22 )						( 1,388 )
净资产（负债）			$	3,190					$	20					$	( 4,934 )					$	( 36 )					$	( 1,760 )
抵消工具（a）			( 2,553 )						( 12 )						2,553						12						—
金融抵押品（已收）质押（b）			( 11 )						—						516						—						505
净额			$	626					$	8					$	( 1,865 )					$	( 24 )					$	( 1,255 )

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			2024年12月31日
			衍生合约资产												衍生合约负债
			商品合约						利率互换						商品合约						利率互换						合计
			（百万）
流动资产			$	2,551					$	34					$	2					$	—					$	2,587
非流动资产			677						62						1						—						740
流动负债			—						—						( 3,333 )						( 18 )						( 3,351 )
非流动负债			( 2 )						—						( 1,356 )						( 9 )						( 1,367 )
净资产（负债）			$	3,226					$	96					$	( 4,686 )					$	( 27 )					$	( 1,391 )
抵消工具（a）			( 2,532 )						( 28 )						2,532						28						—
金融抵押品（已收）质押（b）			( 50 )						—						233						—						183
净额			$	644					$	68					$	( 1,921 )					$	1					$	( 1,208 )

____________

(a)列报的金额不包括与已结算金融工具相关的贸易应收账款和应付账款。

(b)指根据净额结算总安排收到或质押的现金金额，包括基于公允价值的保证金要求，以及在较小程度上的初始保证金要求。

衍生工具在简明综合经营报表中的影响

下表汇总了截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的简明综合经营报表中记录的衍生工具未实现损益的位置和金额：

衍生工具（简明综合经营报表列报）			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
			2025						2024						2025						2024
			（百万）
先前确认的衍生工具未实现（收益）损失的转回：
商品合同营业收入中未实现（收益）损失（a）			$	735					$	754					$	878					$	1,172
商品合同未实现（收益）损失燃料、外购电力成本、交货费（a）			11						23						3						178
利率掉期未实现（收益）损失利息费用和相关费用			( 5 )						( 11 )						( 16 )						( 33 )
先前确认的衍生工具未实现（收益）损失转回总额			$	741					$	766					$	865					$	1,317
衍生工具公允价值变动产生的未实现净收益（亏损）：
商品合同营业收入中未实现收益（亏损）			$	( 573 )					$	1,206					$	( 1,179 )					$	399
商品合同未实现收益（损失）燃料、外购电力成本、交货费			11						( 128 )						( 69 )						( 24 )
利息费用和相关费用中的利率掉期未实现收益（损失）			( 5 )						( 73 )						( 68 )						7
衍生工具公允价值变动产生的未实现净收益（亏损）总额			$	( 567 )					$	1,005					$	( 1,316 )					$	382
衍生工具净收益（亏损）			$	174					$	1,771					$	( 451 )					$	1,699

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(a)不包括头寸结算当月公允价值变动的已实现影响、与当月订立和结算的头寸相关的金额，以及作为衍生工具入账的实体零售和批发合同，这些衍生工具没有财务结算，但以合同的名义和价格实现。这些项目实现的效果计入营业收入和燃料、外购电力成本、派送费。

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衍生卷

下表按商品列出衍生产品数量的总名义金额，不包括我们的正常采购和正常销售（NPNS）衍生产品未按公允价值入账：

						2025年9月30日						2024年12月31日
衍生类型						名义成交量												计量单位
天然气						4,017						4,568						百万百万英热单位
电力						881,426						796,982						千兆瓦时
金融传输权/拥塞收入权						254,680						248,742						千兆瓦时
煤炭						29						27						百万美吨
燃料油						3						2						百万加仑
排放						33						28						百万美吨
可再生能源证书						29						31						万证
利率互换–可变/固定						$	5,716					$	5,300					百万美元
利率互换–固定/可变						$	700					$	700					百万美元

衍生品的信用风险相关或有特征

我们的衍生品合约可能包含某些与信用风险相关的或有特征，这些特征可能以现金抵押品、信用证或其他某种形式的信用增级形式触发流动性要求。如果我们的信用评级被一家或多家信用评级机构下调，或者包含交叉违约合同条款，如果与付款条款或其他契约相关的其他融资安排出现失败，这些协议中的某些协议可能要求提供额外的抵押品，这些条款可能会导致此类合同的结算。

下表列示了受信用风险相关或有特征约束且未完全抵押的商品衍生负债：

			2025年9月30日						12月31日， 2024
			（百万）
衍生合约负债公允价值（a）			$	( 1,432 )					$	( 1,587 )
净额结算安排下的抵销公允价值（b）			597						724
现金抵押和信用证			293						471
流动性敞口			$	( 542 )					$	( 392 )

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(a)不包括含有或有特征的合同的公允价值，这些或有特征不提供在触发特征时需要过帐的具体金额，包括一般提供要求额外抵押品的权利的条款（重大不利变化、履约保证和其他条款）。

(b)金额包括抵销价内衍生工具合约的公允价值和主净额结算安排下的应收账款净额。

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衍生品相关信用风险集中

我们与衍生品合约的交易对手之间存在集中的信用风险，这增加了我们的任何交易对手违约可能对我们的财务状况、经营业绩和流动性产生重大影响的风险。我们维持对交易对手的信用风险政策，以最大限度地降低整体信用风险。这些政策授权了特定的风险缓解程序，包括但不限于：（i）要求交易对手具有投资级信用评级，（ii）使用与我们的交易对手的标准化主协议，允许对正负风险敞口进行净额结算，以及（iii）在其信用评级发生重大下调时需要的信用增强（例如母担保、信用证、担保债券、资产留置权和保证金存款）。

						2025年9月30日
						（百万，百分比除外）
衍生品合约交易对手信用风险敞口：
总曝光量						$	3,653
净敞口（a）						$	740
来自任何单一交易对手的最大净敞口（a）						$	302
与银行和金融部门相关的衍生品合约交易对手的信用风险敞口百分比：
总曝光量						73		%
净敞口（a）						13		%

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(a)在采取生效的净额结算安排、抵销拨备、抵押品后的敞口。

公允价值计量基于市场参与者在为资产或负债定价时使用的输入值，这些输入值的特征是按照根据可观察到的程度对这些输入值进行优先排序的层次结构。可观察输入值代表从独立来源获得的市场数据，而不可观察输入值则反映了我们自己的市场假设。我们根据GAAP定义的以下公允价值层次对以公允价值记录的资产和负债进行分类：

•第1级估值使用在计量日期可获得的相同资产或负债在活跃市场中的报价。

•第2级估值使用场外经纪商报价、通过相关性或其他数学手段证实的类似资产或负债的报价，以及其他估值输入，如利率和收益率曲线，可在通常报价的区间观察到。

•第3级估值使用资产或负债的不可观察输入值，通常反映我们对市场参与者在资产或负债定价时使用的假设的估计。因此，公允价值是使用基于模型的技术确定的，包括贴现现金流模型。

资产或负债计量整体所处的公允价值输入层次，以对计量具有重要意义的最低层次输入值为基础确定。

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以经常性公允价值计量的资产和负债

以经常性基础以公允价值计量的资产和负债在如下所示的相应资产负债表日包括以下各项：

			2025年9月30日																														2024年12月31日
			水平 1						水平 2						水平 3						重新分类 (a)						合计						水平 1						水平 2						水平 3						重新分类 (a)						合计
			（百万）
资产：
商品合约（b）			$	2,047					$	416					$	727					$	28					$	3,218					$	1,923					$	462					$	841					$	5					$	3,231
利率互换（b）			—						20						—						—						20						—						96						—						—						96
NDTs –股本证券（c）（d）			1,769						—						—												1,769						1,560						—						—												1,560
NDTs –债务证券（c）（e）			110						1,877						—												1,987						83						1,976						—												2,059
小计			$	3,926					$	2,313					$	727					$	28					6,994						$	3,566					$	2,534					$	841					$	5					6,946
以资产净值计量的资产（f）：
NDTs –股本证券（c）（d）（f）																											850																														821
NDTS-债务证券（c）（e）（f）																											323																														—
总资产																											$	8,167																													$	7,767
负债：
商品合约（b）			$	2,574					$	686					$	1,674					$	28					$	4,962					$	2,118					$	975					$	1,593					$	5					$	4,691
利率互换（b）			—						36						—						—						36						—						27						—						—						27
负债总额			$	2,574					$	722					$	1,674					$	28					$	4,998					$	2,118					$	1,002					$	1,593					$	5					$	4,718

___________

(a)每个级别的公允价值是根据合同确定的，但某些合同既处于资产状态，也处于负债状态。这一重新分类是与简明综合资产负债表中列报的毛额进行调节所需的调整。

(b)更多信息见附注10。

（c）NDT资产是指为资助我国核能发电设施未来退役和退役而持有的证券。这些投资包括股权、债务和其他符合NRC和PUCT制定的投资规则的固定收益证券。NDT投资包含在简明合并资产负债表的投资中。截至2025年9月30日，我们的NDT组合中不存在来自单个交易对手或一组交易对手的显着集中的信用风险。

（d）NDT股票证券的投资目标是高效地进行税收投资，并在美国股票投资方面与标普 500指数和罗素3000指数的表现以及在非美国股票投资方面与MSCI EAFE和MSCI All Country World Ex-US Indices的表现相匹配。

（e）NDT债务证券的投资目标是投资于多元化、高质量、节税的投资组合。债务证券以政府和投资级公司债券加权。其他可投资债务证券包括但不限于市政债券、高收益债券、证券化债券、非美国发达债券、新兴市场债券、贷款和国债通胀保值证券。债务证券的平均票面利率为 4.14 %和 3.99 分别截至2025年9月30日和2024年12月31日的平均期限为 八年 和 七年 分别截至2025年9月30日和2024年12月31日。截至2025年9月30日持有的NDT债务证券到期情况如下：$ 783 百万在一到五年内，$ 1.074 五到十年的十亿美元和$ 453 10年后百万。

（f）资产净值是一种实用的权宜之计，用于对不具有易于确定的公允价值，因此不在公允价值层次中分类的资产进行分类。列报这一数额是为了使本表能够与简明综合资产负债表中列报的数额进行对账。

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下表列示了截至2025年9月30日和2024年12月31日按主要合同类型划分的第3级资产和负债的公允价值以及估值中使用的重大不可观察输入值：

2025年9月30日
						公允价值
合同类型（a）						物业、厂房及设备						负债						合计，净额						估值技术						重要的不可观察输入						范围（b）												平均（b）
						（百万）
电力购销						$	467					$	( 1,457 )					$	( 990 )					收入法						小时价格曲线形状（c）						$ —			到			$ 95						$ 48
																																				兆瓦时
																														枢纽电价非流动性交付期（d）						$ 25			到			$ 135						$ 80
																																				兆瓦时
																														市场热率（d）						$ 25			到			$ 135						$ 80
																																				兆瓦时
期权						3						( 173 )						( 170 )						期权定价模型						天然气与电力相关性（e）						15 %			到			100 %						58 %
																														电力和天然气波动性（e）						5 %			到			970 %						488 %
金融传输权/拥塞收入权						231						( 33 )						198						市场方法（f）						结算点间非流动性价差（g）						$( 12 )			到			$ 25						$ 6.5
																																				兆瓦时
天然气						16						( 11 )						5						收入法						天然气基差（h）						$( 1 )			到			$ 14						$ 6
																																				MMBTU
																														非流动性交付期（i）						$ 3			到			$ 5						$ 4
																																				MMBTU
其他（j）						10						—						10
合计						$	727					$	( 1,674 )					$	( 947 )

2024年12月31日
						公允价值
合同类型（a）						物业、厂房及设备						负债						总计， 净						估值技术						重要的不可观察输入						范围（b）												平均（b）
						（百万）
电力购销						$	606					$	( 1,399 )					$	( 793 )					收入法						小时价格曲线形状（c）						$ —			到			$ 95						$ 48
																																				兆瓦时
																														枢纽电价非流动性交付期（d）						$ 25			到			$ 140						$ 83
																																				兆瓦时
																														市场热率（d）						$ 30			到			$ 150						$ 90
																																				兆瓦时
期权						6						( 139 )						( 133 )						期权定价模型						天然气与电力相关性（e）						10 %			到			100 %						55 %
																														电力和天然气波动性（e）						5 %			到			710 %						358 %
金融传输权/拥塞收入权						190						( 25 )						165						市场方法（f）						结算点间非流动性价差（g）						$( 35 )			到			$ 20						$( 8 )
																																				兆瓦时
天然气						29						( 30 )						( 1 )						收入法						天然气基差（h）						$ —			到			$ 10						$ 5
																																				MMBTU
																														非流动性交付期（i）						$ —			到			$ 5						$ 2
																																				MMBTU
其他（j）						10						—						10
合计						$	841					$	( 1,593 )					$	( 752 )

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(a)（i）电力购买和销售合同包括ERCOT、PJM、ISO-NE、NYISO、MISO和CAISO地区的电力和热率头寸，（ii）期权包括实物电力期权、价差期权和天然气期权，（iii）用于对冲结算点之间电价差异的远期购买合同（掉期和期权）在ERCOT中称为拥堵收入权（CRR），在PJM、ISO-NE、NYISO和MISO地区称为金融输电权（FTR），（iv）天然气合同包括掉期和远期合同。

(b)投入量的范围可能受到一天中的时间、交货期、季节、地点等因素的影响。平均值代表基础输入的算术平均值，不按相关的公允价值或名义金额加权。

（c）主要基于远期平均小时ERCOT北枢纽和ERCOT南西区价格的历史区间。

（d）主要基于历史远期ERCOT和PJM电价以及ERCOT热率变异性。

（e）主要基于ERCOT和PJM内部的历史前向相关性和波动性。

（f）虽然我们采用市场法，但估值的输入值没有足够的市场数据来考虑估值的流动性。

（g）主要基于ERCOT枢纽内结算点与负荷区的历史价差。

（h）主要基于历史远期PJM和东北天然气基差价格和固定价格。

（一）主要基于历史远期天然气固定价格。

（j）其他包括煤炭和环境津贴合同。

下表列示了第3级资产和负债的公允价值变动情况：

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
			2025						2024						2025						2024
			（百万）
期初净负债余额			$	( 884 )					$	( 1,104 )					$	( 752 )					$	( 1,044 )
未实现估值收益总额（亏损）			( 299 )						482						( 443 )						194
采购、发行和结算（a）：
采购			94						62						226						193
发行情况			( 4 )						( 7 )						( 10 )						( 24 )
定居点			( 12 )						57						( 103 )						196
转入第3级（b）			1						5						( 4 )						( 15 )
转出第3级（b）			157						( 12 )						139						( 4 )
与能源港合并相关的承担的净负债			—						—						—						( 13 )
净变化			( 63 )						587						( 195 )						527
期末净负债余额			$	( 947 )					$	( 517 )					$	( 947 )					$	( 517 )
与期末持有的工具有关的未实现估值损失			$	( 340 )					$	361					$	( 519 )					$	( 114 )

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(a)结算反映了先前在净收入中确认的未实现按市值计价的估值的反转。购买和发行反映支付或收到的期权费，包括CRR和FTR。

(b)包括因重大投入的可观察性发生变化而发生的转移。所示期间的所有Level 3转移均为Level 2的进出。截至2025年9月30日止三个月，转入第3级的资金主要包括远期定价输入变得不可观察的电力衍生品，转出第3级的资金主要包括远期定价输入变得可观察的电力和天然气衍生品。截至2025年9月30日的九个月，转入第3级的资金主要包括远期定价输入变得不可观察的电力衍生品，转出第3级的资金主要包括远期定价输入变得可观察的电力、天然气和煤炭衍生品。截至2024年9月30日的三个月，转入第3级的资金主要包括天然气衍生品，其中远期定价输入已变得无法观察到。截至2024年9月30日的九个月，转入第3级的资金主要包括远期定价输入变得不可观察的电力衍生品，转出第3级的资金主要包括远期定价输入变得可观察的煤炭和天然气衍生品。

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以非经常性基础记录的资产和负债

某些资产和负债以非经常性基础上的公允价值计量。这些资产和负债不是持续以公允价值计量，而是在某些情况下进行公允价值调整。这些资产和负债可以包括存货、企业合并中取得的资产和承担的负债、商誉和其他在确定为减值或持有待售时减记为公允价值的长期资产。

Energy Harbor合并按收购法入账，该收购法要求收购中所收购的所有资产和承担的负债在收购日按公允价值入账。更多信息见附注2。

债务公允价值

												2025年9月30日												2024年12月31日
仪器：						公允价值等级						携带 金额						公平 价值						携带 金额						公平 价值
												（百万）
Vistra运营信贷便利下的长期债务						2级						$	2,421					$	2,461					$	2,435					$	2,478
BCOP信贷便利						3级						774						790						344						367
Vistra零定期贷款B融资						2级						687						687						685						697
Vistra运营高级票据						2级						11,636						11,954						12,366						12,428
能源港收入债券						2级						415						437						414						431
设备融资协议						3级						55						55						54						53
远期回购义务						3级						1,314						1,314						1,335						1,335

我们按照会计准则确定公允价值。我们从使用经纪人报价和第三方定价服务确定公允价值的独立方获得证券定价。在相关情况下，这些价格将通过彭博等订阅服务进行验证。

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我们的资产报废义务（ARO）主要涉及核电站退役、与褐煤开采相关的土地复垦、修复或关闭煤灰盆地以及发电厂处置成本。ARO是基于与已颁布的法律、监管或合同退役要求相关的法律义务，其中退役时间和成本估计是可以合理估计的。

下表汇总了截至2025年9月30日和2024年9月的九个月我们的流动和非流动ARO负债的变化：

			截至2025年9月30日止九个月																		截至2024年9月30日止九个月
			核电站退役						农垦、煤灰、其他						合计						核 植物 退役						农垦、煤灰、其他						合计
			（百万）
期初负债			$	3,240					$	838					$	4,078					$	1,742					$	796					$	2,538
新增：
吸积（a）			114						30						144						95						31						126
估计数变动调整数（b）			11						( 26 )						( 15 )						—						18						18
通过收购承担的义务的调整			—						—						—						1,368						—						1,368
减少：
付款			—						( 61 )						( 61 )						—						( 64 )						( 64 )
期末负债			3,365						781						4,146						3,205						781						3,986
减去目前到期的金额			—						( 202 )						( 202 )						—						( 102 )						( 102 )
期末非流动负债			$	3,365					$	579					$	3,944					$	3,205					$	679					$	3,884

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(a)截至2025年9月30日和2024年9月的9个月，核电站退役增值包括$ 70 百万美元 53 分别为在简明综合经营报表中确认在营业成本中的增值费用百万美元和$ 44 百万美元 42 百万，分别在简明合并资产负债表中反映为监管负债的变化。

(b)与土地、复垦、煤灰、其他ARO调整相关的物业、厂房、设备有相应的非现金变动$（ 14 ）百万和$ 7 截至二零二五年九月三十日止九个月及二零二四年九月三十日止九个月，分别为百万元。

核退役ARO

核能发电退役的ARO涉及ERCOT的科曼奇峰工厂和PJM的比弗谷、佩里和戴维斯-贝斯工厂（PJM核设施）。为了估计我们的核退役义务，我们使用贴现现金流模型，该模型在逐个单位的基础上，考虑了多种退役方法，并基于退役成本研究、成本上升率、概率现金流模型和贴现率。

截至2025年9月30日，我们与科曼奇峰核能发电设施退役相关的ARO账面价值总计$ 1.852 亿，低于科曼奇峰NDT所含资产公允价值$ 2.543 十亿。ARO与NDT账面价值的差额代表监管负债$ 691 百万记录在其他非流动负债和递延贷项的简明合并资产负债表中，因为在我们的科曼奇峰工厂退役后，NDT中的任何多余资金都将退还给Oncor。在截至2025年9月30日的三个月内，我们完成了科曼奇峰核电站的核退役研究，导致我们的核电站退役ARO增加了$ 11 百万。

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我们PJM核设施ARO的账面价值在合并日以公允价值入账。归属于PJM核设施的ARO增值费用反映在简明综合运营报表的运营成本中。对PJM核设施的ARO估计将在每个单元的基础上进行评估，至少每 五年 除非触发事件需要更频繁的审查。ARO估计的任何变动在简明综合资产负债表中与物业、厂房和设备内资产报废成本资产的相应变动一起记录为ARO负债的增加或减少；但是，如果ARO估计的减少幅度超过剩余ARO资产，则该变动的余额在简明综合经营报表中记录为营业成本的减少。

担保

我们已订立合同，其中包含对非关联方的担保，这些担保可能要求在特定条件下履行或付款。

信用证

截至2025年9月30日，我国未结信用证总额为$ 2.782 亿如下：

•$ 2.400 亿支持正常业务过程中的商品风险管理和抵押品要求，包括场外交易和交易所交易交易以及与ISO/RTO的抵押品张贴；

•$ 257 百万支持电池和太阳能开发项目；

•$ 25 百万支持执行合同和保险协议；

•$ 86 百万，以支持我们与PUCT的REP财务要求；和

•$ 14 万用于其他信贷支持需求。

担保债券

截至2025年9月30日，我们的未偿还担保债券总额为$ 995 百万，以支持在正常业务过程中履行各项合同和法律义务。

诉讼和监管程序

我们的重大法律程序和影响我们业务的监管程序如下所述。我们相信，我们对下文所述的法律程序有有效的抗辩，并打算大力抗辩。我们还打算参与下文所述的监管程序。当现有信息表明很可能发生损失并且可以合理估计损失金额或损失范围时，我们会记录与这些事项相关的估计损失准备金。在适用的情况下，我们为下文讨论的事项建立了充足的储备金。此外，法律费用在发生时计入费用。管理层根据当前信息评估了以下每一项法律事项，并就其潜在结果作出了判断，同时考虑了索赔的性质、所寻求的损害赔偿的金额和性质以及成功的可能性。除非下文具体说明，否则我们无法预测这些事项的结果或合理估计任何相关成本和潜在负债的范围或金额，但它们可能对我们的经营业绩、流动性或财务状况产生重大影响。随着获得更多信息，我们将相应调整我们对此类或有事项的评估和估计。由于诉讼和规则制定程序受到固有的不确定性和不利的裁决或发展的影响，这些事项的最终解决方案可能与我们目前记录的储备金额不同，并且这种差异可能是重大的。

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诉讼

自然 燃气指数定价诉讼—我们通过我们的子公司与另一家公司仍被列为被告 一 威斯康星州联邦法院正在审理的综合推定集体诉讼，要求赔偿2000-2002年期间通过向各种指数出版物虚假报告天然气价格、清洗交易和流失交易而被指控的价格操纵造成的损失。这些案件的原告声称，被告参与了一项反垄断合谋，目的是在相关时间段内抬高天然气价格，并根据各自的州反垄断法规寻求损害赔偿。2023年4月，美国第七巡回上诉法院（Seventh Circuit Court）就一项中间上诉听取了口头辩论，该上诉对地区法院证明某一类的命令提出质疑。2025年8月，第七巡回法院撤销了地区法院证明该类别的命令，并将案件发回地区法院进一步审议，以符合第七巡回法院的决定。双方原则上达成了和解协议，该案件须经法院批准。2025年11月，原告提出动议，开始获得该批准的程序。结算的金额对综合财务报表并不重要。

伊利诺伊州总检察长对Illinois Gas & Electric（IG & E）的投诉— 2022年5月，伊利诺伊州总检察长对我们在2019年7月购买Crius Energy Trust时收购的子公司IG & E提起诉讼。这份提交给伊利诺伊州法院的诉状称，除其他外，IG & E从事了不正当的营销行为，并向客户多收了费用。绝大多数相关行为发生在我们收购IG & E之前。2022年7月，我们动议驳回申诉，2022年10月，地区法院部分批准了我们的驳回动议，但伊利诺伊州总检察长提出的所有非诉 五年 诉讼时效期限，现在限制了索赔可能从2017年5月开始的期限，而不是像伊利诺伊州总检察长在诉状中所称的那样延长至2013年。

俄亥俄州众议院第6号法案（“HB6”）— 2019年7月，俄亥俄州通过了一项名为HB6的法律，除其他外，该法律为 two 我们在2024年3月与能源港合并完成时收购的核电站。我们当时曾反对颁布该补贴立法，在发放任何补贴之前，核补贴已于2021年被废除。美国检察官办公室对与HB6通过相关的活动进行了调查，能源港在2020年7月收到了大陪审团的传票，要求提供与该调查相关的某些信息。能源港在2021年12月前完成了对该传票的回应。2020年8月，俄亥俄州总检察长对FirstEnergy Corp.和多家能源港湾公司提起民事敲诈者影响和腐败组织法（RICO）投诉，涉及通过HB6（俄亥俄州前REL。俄亥俄州总检察长Dave Yost诉FirstEnergy Corp.等人。，Ohio Franklin County Common Pleas Court Case No. 20CV006281 and俄亥俄州前REL。俄亥俄州总检察长Dave Yost诉Energy Harbor Corp。，et al.，Franklin County，Ohio Common Pleas Court Case No. 20CV007386）。驳回这些案件的动议仍在等待中，案件目前被搁置。

Dorrell反垄断诉讼— 2025年7月，美国马里兰州地方法院对Human Resources Consultants，LLC、Accelerant Technologies、Constellation Energy Corporation和其他25家公司提起反垄断诉讼，其中包括Vistra Corp.和Luminant Generation Company，LLC。原告称，至少从2003年5月起，被告就交换了保密的赔偿信息，并合谋固定和压制所有受雇于核能发电的人员的赔偿，这违反了联邦反垄断法。2025年10月，提出了驳回这些索赔的动议。我们认为，我们对这起诉讼有强有力的抗辩，并打算对这起案件进行有力的抗辩。

冬季风暴Uri法律诉讼

监管调查等诉讼事项—继冬季风暴Uri事件后，包括ERCOT、ERCOT独立市场监测机构和德克萨斯州总检察长在内的多个监管机构发起调查或发出请求，要求各方提供与该事件期间发生的重大减载事件相关的信息，以及该事件引起的发电机运营挑战，包括性能和燃料和供应问题。我们回应了所有这些调查请求。此外，与冬季风暴Uri相关的大量人身伤害、过失致死和保险诉讼已在德克萨斯州的多个州法院针对美国和众多发电机、输配电公用事业、零售和电力供应商以及ERCOT提起。这些案件移交给单一多区诉讼（MDL）预审法官进行所有预审程序。2023年1月，MDL法院对各种驳回动议作出裁决，驳回了发电机被告和输配电公用事业被告的驳回动议，但批准了其他一些被告集团的动议，包括零售电力供应商和ERCOT。2023年12月，第一上诉法院在一项一致裁决中批准了我们的mandamus申请，并指示MDL法院批准发电机被告提出的全部驳回动议。原告已向德克萨斯州最高法院提出请求，要求对该判决进行复审，并于2025年9月提交了开庭摘要。我们相信我们对这些诉讼有强有力的抗辩，如果这些案件继续下去，我们打算大力抗辩。

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苔藓登陆 300 电池起火

2025年1月16日，我们在Moss Landing发电厂现场检测到我们的Moss Landing 300兆瓦储能设施发生火灾。我们正在与所有地方、州和联邦监管机构就应对措施密切合作，我们正在调查火灾原因。我们也在回应各种监管机构，包括CPUC、EPA和其他调查该事件的机构。由于这一事件，美国加利福尼亚州联邦和州法院已对Vistra、LG Energy Solution（LG）等提起数起诉讼。

美国环保署正在对现场的清理和补救工作进行控制和监督。2025年7月，我们与EPA签订了ASAOC，要求我们进行某些活动，主要包括电池拆除和处置、建筑物拆除以及Moss Landing的空气和水监测 300 网站。通过加入这个ASAOC，我们将在EPA的监督下开展这些活动。截至2025年9月30日，我们已发生和累计与这些活动有关的估计费用约为$ 110 百万用于恢复努力。更多信息见附注1。

释放美国能源行政命令

2025年1月，特朗普总统发布了一系列行政命令，其中包括一项名为Unleashing American Energy的命令（the Order），命令所有联邦机构审查所有现有法规、命令和其他行动，以确保与政府的政策目标保持一致，并在30天内制定行动计划，以解决任何政策不一致的问题。该命令要求EPA审查下文讨论的GHG、CSAPR、Legacy CCR和ELG规则。此外，该命令还规定，在美国环保署进行审查期间，美国司法部长可能会要求暂停涉及这些规则的诉讼。除了该命令，2025年4月，特朗普总统为其政府发布了一系列关于能源和放松监管优先事项的额外行政命令。我们将监督执行以及与这些和其他行政命令相关的任何机构行动。

温室气体排放量（GHG）

2023年5月，美国环保署发布了一项监管电厂排放的提案，同时还提议废除美国环保署于2019年7月敲定的平价清洁能源（ACE）规则。2024年5月，美国环保署公布了最终的GHG规则，废除了ACE规则，并为（a）新的天然气燃烧涡轮机和（b）现有的燃煤、石油和天然气蒸汽发电机组设置了限制。该标准以碳捕获和封存/储存（CCS）以及天然气混烧等技术为基础。2032年1月1日前永久退租的单位不受该规则限制。鉴于我们之前宣布的煤炭单位退役承诺，我们的马丁湖和橡树林工厂是唯一受此规则约束的煤炭单位。我们的格雷厄姆、哈伯德湖、史赛克克里克和特立尼达的石油/天然气设施也受此规则监管。我们现有的大型或小型燃机都不受这一规则的约束。在2024年5月最终确定该规则后， 17 来自各州、行业组织和公司的复审申请连同多项暂停该规则的动议一起提交给了华盛顿特区巡回法院。我们正在参加一个挑战规则的行业联盟。2024年12月，华盛顿特区巡回法院就对该规则的法律挑战的是非曲直进行了口头辩论。华盛顿特区巡回法院已批准美国环保署暂缓审理此案的动议，状态报告将于 90 天的间隔。2025年6月，美国环保署公布了一项提议废除化石燃料发电机组GHG排放标准的提案，如果该提案最终确定，这可能会对本案产生争议，并将导致联邦不再对发电机组的温室气体进行进一步监管。此外，在2025年8月，美国环保署发布了一项提案，该提案将废除该机构先前关于轻型、中型和重型车辆所有GHG排放标准的危险发现。美国环保署还表示，对于依赖危害调查结果的其他规则，它打算启动其他规则制定，以解决任何重叠问题。

跨州空气污染规则（CSPR）和睦邻计划

2015年10月，美国环保署修订了一级和二级臭氧国家环境空气质量标准（NAAQS），降低了臭氧季节（5月至9月）臭氧排放的八小时标准。根据《清洁空气法》的要求，2018年10月，德克萨斯州向美国环保署提交了一份州实施计划（SIP），证明德克萨斯州来源的排放不会显着导致任何其他州在修订后的臭氧NAAQS方面未达到或干扰其维护，美国环保署于2023年2月不批准了该计划。美国得克萨斯州、Luminant、某些贸易组织和其他组织在美国第五巡回上诉法院（Fifth Circuit Court）对这一不批准提出质疑。2025年3月，第五巡回法院驳回了这些请求复审的请求，但我们和德克萨斯州已经提交了请求重新审理该决定的请求。我们预计这一决定不会对德克萨斯州的消息来源产生任何近期影响，因为美国环保署将需要进行一项新的规则制定，以重新对德克萨斯州实施FIP。此外，根据特朗普政府最近的政策声明，新的美国环保署正在重新评估其对这些好邻居SIP的总体做法。

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2022年4月，在美国环保署不批准德克萨斯州的SIP之前，美国环保署提出了一项联邦实施计划（FIP），以应对2015年的臭氧NAAQS。2023年3月，美国环保署署长签署了最终的FIP，称为睦邻计划（GNP）。FIP应用于 22 从2023年臭氧季节开始的州。Vistra运营发电机组的州将受此规则约束，这些州包括伊利诺伊州、新泽西州、纽约州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州。德克萨斯州将被移入修订后（且限制性更强）的第3组交易计划，该计划之前在修订后的CSAPR更新规则中建立，其中包括2023年的排放预算，美国环保署表示，这些预算可以通过在发电厂安装的现有控制措施来实现。

2024年6月，美国最高法院批准暂停GNP FIP，等待华盛顿特区巡回法院对案情的审查以及向美国最高法院提出的任何进一步上诉。因此，在法院解决FIP的合法性之前，现在对所有覆盖的州暂停GNP FIP。2025年4月，在此前拒绝了美国环保署的暂缓执行请求后，华盛顿特区巡回法院批准了该案件的暂缓执行，该案件质疑针对所有覆盖州的州际运输的GNP FIP。特朗普政府表示，正在重新评估这一FIP。

区域雾霾——德克萨斯州的合理进展和最佳可用改造技术（BART）

2017年10月，美国环保署发布了一项针对德克萨斯州发电机组BART的最终规则，该规则作为德克萨斯州2009年SIP的部分批准和部分FIP。对于SO2，该规则确立了州内德克萨斯州排放配额交易计划，作为“BART替代方案”，其运作方式与CSAPR交易计划类似。2020年8月，美国环保署发布了一项最终规则，确认了之前的BART最终规则，但也包括了2019年11月提出的额外修订。对2017年规则和2020年规则的挑战已在华盛顿特区巡回法院得到巩固，我们在那里进行了干预，以支持美国环保署，而这些案件目前处于搁置状态。2023年5月，联邦公报公布了一项拟议的BART规则，该规则将撤销先前规则的交易程序条款，并将建立SO2限制 六个 德克萨斯州的设施，包括马丁湖和科莱托溪。根据目前的提议，将要求在 三年 为马丁湖和 五年 为Coleto Creek。由于宣布关闭Coleto Creek，我们预计该设施不会受到任何影响，如果该提案成为最终提案，我们正在评估Martin Lake的潜在合规选项。基于特朗普政府的几项声明和行政命令，我们预计地区雾霾提案将不会像拜登政府之前提出的那样最终确定。2025年5月，美国环保署发布了一项关于合理进度要求的拟议规则，该规则将（a）批准德克萨斯州第一个规划期区域霾SIP的部分内容，（b）批准德克萨斯州第二个规划期区域霾SIP。根据美国环保署的提议，将不需要新的控制措施。我们在2025年7月提交了评论。

所以2德克萨斯州的指定

2016年11月，EPA敲定了SO的未达到指定2为我们的马丁湖发电工厂以及我们现已退役的大布朗和蒙蒂塞洛工厂周围的县。最终的指定要求德克萨斯州为这些地区制定未达到目标的计划。2022年2月，我们与TCEQ订立了一项协议订单，以降低SO2马丁湖工厂的排放，TCEQ向EPA提交了商定的命令，作为SIP修订版，以解决指定问题。我们和德克萨斯州在第五巡回法院对美国环保署的指定提出了法律挑战。2025年5月，第五巡回法院认为EPA的指定是非法的，批准了复审申请，并将指定发回给EPA。如果美国环保署修改第五巡回法院的还押候审指定，这件事将得到解决，马丁湖将不需要因指定而进行额外的控制。此外，根据这些指定，2024年8月，美国环保署提出了一项未能达到SO的裁定2拉斯克县和帕诺拉县的标准，对德克萨斯州SIP的部分批准和部分不批准以及该地区拟议的联邦计划。2024年12月，EPA最终确定了未能达到标准的认定，并表示将在未来的行动中对SIP采取最终行动。2025年2月，我们与德克萨斯州一起，对第五巡回法院的失败裁决提出了质疑。2025年9月，美国环保署发布了一项最终规则，根据第五巡回法院2025年5月的裁决，撤回了对未提交的裁定和未达成的裁定。我们的请愿书在第五巡回法院被搁置到2025年11月。

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流出物限制指南（ELGs）

2020年10月，美国环保署公布了一项最终规则，根据与州许可机构的协商，将烟气脱硫（FGD）和底灰输送水的达标日期均延长至不迟于2025年12月。此外，该规则还允许一项退休豁免，该豁免豁免证明在满足某些出水限制的情况下，单位将在2028年12月前退休的设施。2020年11月，环保组织请求审查新的ELG修订版，Vistra子公司于2020年12月提出干预动议以支持EPA。在2021年10月13日的监管截止日期前，向德克萨斯州、伊利诺伊州和俄亥俄州机构发出了关于适用燃煤电厂退役豁免的通知。2024年5月，美国环保署公布了最终的ELG规则修订，其中包含对遗留废水和燃烧残留渗滤液的新要求。最终规则还为到2028年永久停止燃煤的设施保留了子类别。此后，多个党派对该规则提出质疑，该案正在美国第八巡回上诉法院审理中。我们不是该诉讼的当事方。2025年2月，美国第八巡回上诉法院批准了美国环保署寻求暂停诉讼的无人反对的动议，而美国环保署的新领导层正在评估该规则并决定其希望如何进行。

2025年10月，美国环保署提议对ELG规则进行额外修订，包括根据2024年ELG规则延长某些合规期限。这些截止日期一般适用于尚未使用2020年ELG规则中的退休条款的设施，我们公司已经使用了这些条款。此外，该提案还授权各州在市场条件不支持设施退役的情况下，延长2028年退休期限的程序，该期限是作为2020年ELG规则的一部分最终确定的。我们目前正在评估这一提议，以及它可能对我们宣布的到2028年淘汰我们在伊利诺伊州和俄亥俄州剩余的煤炭发电设施的计划产生的影响（如果有的话），因为这些设施处于单独的现有监管要求之下，届时将关闭。

煤炭燃烧残渣（CCR）规则修订和延期申请

2018年8月，华盛顿特区巡回法院发布了一项决定，撤销并发回2015年CCR规则的某些条款，包括遗产扣押的适用性豁免。2020年8月，美国环保署发布了一项最终规则，规定2021年4月11日为停止接收废物的最后期限，并在无衬里的CCR蓄水池启动关闭。2020年的最终规则允许，如果没有可用的替代处置能力，并且符合CCR规则的转换正在进行中，或者将在2023年或2028年之前退役（取决于有争议的蓄水规模），发电站可以寻求EPA的批准，以延长这一期限。

在2020年11月寻求延期的最后期限之前，我们向EPA提交了申请，要求在转换和退役情景下进行合规延期。2022年1月，美国环保署确定，我们对CCR设施的转换和退役申请已完成，但尚未就任何这些申请提出行动建议。

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Legacy CCR Rulemaking

2024年5月，美国环保署公布了一项最终规则，将地下水监测和封闭要求的覆盖范围扩大到以下 two 新类别的单元：（a）遗留CCR表层蓄水池，即不再接收CCR但在2015年10月19日或之后同时含有CCR和液体的CCR表层蓄水池；（b）“CCR管理单元”（CCRMU），通常可包括大于一吨的非集装箱灰沉积物以及在2015年10月19日之前关闭的蓄水池和垃圾填埋场。作为该规则的一部分，美国环保署在全国范围内确定了众多CCR管理单位，包括 十个 我们潜在的单位。下文讨论的朱砂灰池是我们认为符合遗留CCR地表蓄水条件的唯一单元，鉴于我们对该站点的关闭计划，我们认为该规则不会对该站点产生任何影响。CCR1000吨或以上的CCRMU必须符合CCR的地下水监测、纠正措施、关闭和关闭后要求。对于CCRMU，完整的设施评估报告应在规则发布后的33个月内提交，初步地下水报告应在2029年1月31日提交，如果需要，启动关闭的最后期限将在2029年开始。CCRMU的关闭也可能会推迟到这些日期之后，这取决于某些因素，包括CCRMU位于关键基础设施下方的位置。此外，在先前根据州计划批准关闭时，可能不需要进行某些关闭。因为设施评估报告将确定我们的特定单位合规义务，我们目前无法确定。2024年8月，我们与USWAG、其他几家发电公司、和 17 包括德克萨斯州在内的各州向华盛顿特区巡回法院提出了对该规则的质疑。2025年2月，华盛顿特区巡回法院批准了司法部代表EPA提出的无人反对的动议，将诉讼搁置一段时间。 120 几天前，美国环保署的新领导层评估这项规则，并决定它希望如何进行。2025年7月，美国环保署通过一项直接的最终规则和配套的拟议规则，将设施评估报告（FER）的截止日期延长至2027年，将地下水监测的截止日期延长至2029年，并将该规则的CCRMU条款的关闭要求延长至2030年。直接最终规则于2025年9月4日被撤回，但如果EPA最终确定，配套提案将同样延长CCRMU的最后期限。美国环保署表示，计划在2026年1月30日之前发布修订CCR规则的拟议规则，并在2026年10月30日之前发布最终规则。挑战该规则的案件被搁置到2025年12月。

MISO— 2012年，伊利诺伊州环境保护局（IEPA）发布了违规通知，指控我们Baldwin和Vermilion设施的CCR地表蓄水池现场的地下水标准遭到违反。这些违规通知仍未解决；然而，在2016年，IEPA批准了我们对鲍德温老东、东、西飞灰CCR地表蓄水池的关闭和关闭后护理计划。我们已经完成了鲍德温工厂那些池塘的关闭活动。

在我们已退役的Vermilion工厂，2021年6月，我们与伊利诺伊州总检察长和Vermilion县州检察官签订了商定的临时同意令，其中要求DMG根据伊利诺伊州煤灰法规（下文讨论）的要求评估关闭替代方案，并通过拆除关闭现场。此外，临时同意令要求，在蓄水关闭过程中，受影响的地下水将在其离开现场或进入附近的朱红河之前被收集，如有必要，如果河流在蓄水的一定距离内迁移，DMG将被要求安装临时河岸保护。临时命令于2022年12月进行了修改，要求对安全应急响应计划进行某些修订。2023年6月，伊利诺伊州法院批准并输入了最终同意令，其中包括上述条款和一项要求，即当IEPA为该场地颁发最终关闭许可时，DMG将拆除发电站并提交批准，在前工厂的足迹范围内建造一个现场垃圾填埋场，以储存和管理煤灰。这些拟议的关闭费用反映在简明综合资产负债表的ARO中（更多信息见附注17）。

2012年，IEPA发布了违规通知，指控Newton和Coffeen设施的CCR地表蓄水池违反了地下水标准。我们正在根据联邦CCR规则解决这些CCR表面蓄水问题。

2019年7月，伊利诺伊州的煤灰处置和储存立法颁布。该立法解决了伊利诺伊州适当关闭煤灰池的州要求。该法责成IEPA和IPCB制定一系列关于关闭灰池的指导方针、规则和许可要求。根据最终规则，该规则已于2021年4月敲定并生效，煤灰蓄水所有者将被要求向IEPA提交关闭替代分析，以选择特定场地煤灰修复的最佳方法。该规则并未强制要求在任何地点通过移除进行关闭。2021年10月，我们提交了经营许可申请 18 伊利诺伊州煤灰规则要求的蓄水，并提交了建筑许可申请 三个 2022年1月我们网站的数量和 五个 2022年7月我们的网站。 一 我们的鲍德温工厂于2023年8月提交了额外的关闭施工申请。2025年，我们提交了施工许可申请（或补充了先前的经营许可申请），以涵盖纠正行动活动在 11 我们伊利诺伊州舰队的蓄水池。

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对于上述所有CCR事项，如果我们的任何燃煤设施需要采取某些纠正措施，包括地下水处理或清除灰分，我们可能会产生重大成本，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。伊利诺伊州煤灰规则于2021年4月敲定，不需要移除。然而，该规则要求我们进一步开展每个项目所要求的针对特定地点的评估。在IEPA批准许可申请之前，我们不会知道根据伊利诺伊州规则最终可能需要的全部退役成本，包括地下水修复，因此，无法对这些成本进行估算。目前反映在我们现有ARO负债中的CCR地表蓄水和垃圾填埋场关闭成本反映了我们的运营和环境服务团队根据我们记录这些ARO负债时的现有关闭要求确定的适当关闭方法的成本，一旦IEPA确定最终关闭要求，这些成本有合理的可能增加。一旦IEPA对我们的许可申请采取行动，我们将重新评估退役成本并相应调整我们的ARO负债。

MISO 2015-2016规划资源拍卖

在MISO进行的2015-2016年规划资源拍卖（PRA）中，第4区与MISO的其余部分分开，之后，包括Public Citizen，Inc.、伊利诺伊州总检察长和Southwestern Electric Cooperative，Inc.（投诉人）在内的各方对PRA的结果提出质疑，认为该结果不公正且不合理。投诉人还声称，Dynegy可能在4区进行了经济或实物扣留，构成了PRA中的市场操纵。

2019年7月，FERC发布了一项拒绝投诉的命令。经上诉，2021年，华盛顿特区巡回上诉法院将案件发回联邦储备委员会，处理的是一个狭隘的问题。2024年6月，FERC下令将此事设置为证据听证会（在FERC行政法法官面前进行的审判），以确定FERC所引用的“重大事实的争议问题”，并暂时搁置听证会，以便各方进行和解讨论。2025年8月，FERC批准了和解协议，该协议解决了各方之间所有剩余的指控，并且Vistra向MISO支付了一笔对合并财务报表并不重要的和解款项。这件事现在解决了。

其他事项

我们在正常业务过程中涉及各种法律和行政诉讼以及其他纠纷，管理层认为，这些纠纷的最终解决方案预计不会对我们的经营业绩、流动性或财务状况产生重大影响。

核保险更新

2025年4月，我们将比弗谷、戴维斯-贝斯和佩里设施的核事故去污和反应堆损坏稳定保险更新为$ 2.25 十亿个和非核事故相关的财产损失到$ 1.0 每个十亿。在2025年4月更新之前，我们为Beaver Valley、Davis-Besse和Perry提供的核事故去污和反应堆损坏稳定保险以及非核事故相关财产损失为$ 1.5 每个十亿。覆盖范围受制于$ 10 除戴维斯-贝斯设施有$ 20 百万免赔额。排除或超过此类限额的损失可自行投保。

同样在2025年4月，我们更新了比弗谷和佩里设施的意外停电保险。覆盖范围提供了每单位每周支付高达$ 4.5 百万（原$ 2.5 百万）前52周最高$ 2.7 百万（原$ 1.5 百万）为剩余21周的非核及最多$ 3.6 万美元用于剩余71周（此前为$ 2 万用于剩余110周）的核事故财产损失中断。总最高覆盖范围为$ 291 百万（原$ 208 百万）非核事故财产损失和$ 490 百万（原$ 350 百万）用于核事故财产损失中断。

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普通股

普通股股息

股息须由董事会申报，在申报时可能受多种因素影响。这些因素包括但不限于当时的市场条件、Vistra的经营业绩、财务状况和流动性、特拉华州法律以及任何合同限制，例如我们已发行优先股的指定证书中描述的累计股息要求。每股普通股股息总计$ 0.2260 和$ 0.2195 截至二零二五年九月三十日及二零二四年九月三十日止三个月的证券变动月报表分别为$ 0.6745 和$ 0.6520 截至二零二五年九月三十日止九个月及二零二四年九月三十日止九个月。

2025年10月，董事会宣布季度股息为$ 0.2270 将于2025年12月支付的每股普通股。

股份回购计划

截至2025年9月30日，董事会已授权$ 6.750 亿元股份回购计划。2025年10月，联委会核准增加数额$ 1.0 亿元用于股份回购计划下的回购。截至2025年10月31日， 164,896,651 股，平均价格为$ 33.81 每股，已根据该计划回购。 下表提供了我们在2025年1月1日至2025年10月31日期间回购普通股的信息：

			$ 6.750 亿董事会授权
			回购股份总数						平均支付价格 每股						为回购股份支付的金额						期末可追加回购金额
			（单位：百万，股份金额和每股支付的价格除外）
截至2025年3月31日止三个月			2,437,700						$	137.66					$	336
截至2025年6月30日止三个月			1,776,176						132.72						236
截至2025年9月30日止三个月（a）			955,216						197.74						188
截至2025年9月30日止九个月			5,169,092						$	147.07					$	760					$	1,249
2025年10月1日至2025年10月31日			371,820						199.20						74
2025年1月1日至2025年10月31日			5,540,912						$	150.56					$	834					$	2,175

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(a)回购的股份包括 15,956 未结算股份的$ 3 截至2025年9月30日，百万。

优先股

以下是我们的累计可赎回优先股流通股的摘要。在公司清算或解散的情况下，向优先股股东支付股息和分配资产优先于公司普通股股东。

优先股系列

发行 日期

股份 已发行

流通股

订约 费率

最早兑付日（a）

股息率变为浮动的日期

浮动年利率

A系列

10月15日， 2021

1,000,000

1,000,000

8.000

%

10月15日， 2026

10月15日， 2026

5 -年期美国国债利率（受下限 1.07 %）加 6.93 %

B系列

12月10日， 2021

1,000,000

1,000,000

7.000

%

12月15日， 2026

12月15日， 2026

5 -年期美国国债利率（受下限 1.26 %）加 5.74 %

C系列

12月29日， 2023

476,081

476,066

8.875

%

1月15日， 2029

1月15日， 2029

5 -年期美国国债利率（受下限 3.83 %）加 5.045 %

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(a)根据我们的权利，在有限的情况下，在最早的赎回日期之前赎回优先股。

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每一系列优先股的清算价格为$ 1,000 ，加上截至其赎回日期应计及未支付的股息。优先股不可转换为或交换为公司的任何其他证券，并具有有限的投票权。

优先股股息

优先股股息在董事会宣布时每半年支付一次。 下表汇总了截至2025年9月30日和2024年9月30日止三个月和九个月的每股优先股股息。

						截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
优先股系列						2025						2024						2025						2024
A系列优先股						$	—					$	—					$	40.000					$	40.000
B系列优先股						$	—					$	—					$	35.000					$	35.000
C系列优先股						$	44.375					$	48.320					$	88.750					$	48.320

2025年7月，董事会宣布半年度股息为$ 40.000 每股于2025年10月支付的A系列优先股。2025年10月，董事会宣布（i）半年度股息$ 35.000 将于2025年12月支付的B系列优先股每股，以及（ii）半年度股息$ 44.375 将于2026年1月支付的C系列优先股的每股收益。

普通股股东可获得的基本每股收益基于该期间已发行普通股的加权平均数。稀释每股收益采用库存股法计算，包括基于股票的激励薪酬安排下所有潜在发行普通股的影响。

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
			2025						2024						2025						2024
			（单位：百万，共享数据除外）
归属于Vistra的净利润			$	652					$	1,888					$	711					$	2,218
减去归属于A系列优先股的累计股息			( 20 )						( 20 )						( 60 )						( 60 )
减去归属于B系列优先股的累计股息			( 17 )						( 17 )						( 52 )						( 52 )
减去归属于C系列优先股的累计股息			( 11 )						( 11 )						( 32 )						( 32 )
归属于普通股的净利润——基本和稀释			604						1,840						$	567					$	2,074
已发行普通股加权平均股数：
基本			338,749,454						342,969,916						339,313,294						346,315,125
稀释性证券：以股票为基础的激励薪酬方案			6,285,706						7,233,776						6,990,323						7,490,812
摊薄			345,035,160						350,203,692						346,303,617						353,805,937
已发行普通股加权平均每股净收益：
基本			$	1.78					$	5.36					$	1.67					$	5.99
摊薄			$	1.75					$	5.25					$	1.64					$	5.86

基于股票的激励薪酬计划奖励被排除在稀释每股收益的计算之外，因为该影响本来是反稀释的合计 308 和 531 截至2025年9月30日止三个月及2024年9月30日止三个月之股份发行人的证券变动月报表 103 和 11,210 截至二零二五年九月三十日止九个月及二零二四年九月三十日止九个月之股份发行人的证券变动月报表。

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Vistra的运营调整为 五个 可报告业务分部：（i）零售，（ii）德州，（iii）东部，（iv）西部，及（v）资产关闭。我们的首席执行官是我们的首席运营决策者（CODM）。我们的主要经营决策者分别审查这些分部的业绩，并将资源分配给相应的分部，作为我们战略运营的一部分。资产计量不适用，因为分部资产不会由主要经营决策者定期审查以评估业绩或分配资源。在2024年第四季度，我们更新了可报告分部，以反映公司CODM如何通过去除日落分部来做出经营决策、评估业绩和分配资源的变化。先前包含在日落部分的工厂的结果现在根据各自的地理位置反映在德克萨斯州和东部部分。

零售分部从事向住宅、商业及工业客户零售电力及天然气业务。基本上所有这些活动都是由TXU Energy、Ambit、Dynegy 美国能源服务、Homefield Energy、Energy Harbor和U.S. Gas & Electric跨 16 州和哥伦比亚特区。

德州和东部分部从事发电、批发能源销售和采购、商品风险管理活动、燃料采购、物流管理。德州分部代表除资产关闭分部中包含的资产外，Vistra在ERCOT市场上所有发电业务的业绩。东部部分代表除资产关闭部分中包含的资产外，Vistra在美国电网东部互联互通中的发电业务的结果，包括在PJM、MISO、ISO-NE和NYISO市场的业务。

West部分代表CAISO市场的结果，包括我们在Moss Landing发电厂现场的电池ESS项目。由于Moss Landing事件，Moss Landing 300设施在2025年第一季度被转移到资产关闭部门。

资产关闭部门从事退役发电设施和矿山的退役和复垦。当设施转移到资产关闭部分时，为比较目的对前期结果进行追溯调整，前提是影响重大（更多信息见附注6）。通过单独报告资产关闭部门，管理层提高了对Vistra持续运营的业绩和盈利潜力的洞察力，同时积极监控与退役和回收包括矿山在内的退役发电设施相关的成本。

企业和其他代表剩余的非分部业务，主要包括一般公司费用、利息、税收、其他费用以及未分配给我们的经营分部的核燃料现金资本支出。

业务分部的会计政策与我们2024年10-K表财务报表附注1中重要会计政策摘要中所述的相同。我们的主要经营决策者使用不止一种衡量标准来评估分部业绩，但主要侧重于调整后的EBITDA。虽然我们认为这是评估经营业绩的有用指标，但它不是美国公认会计原则定义的指标，可能无法与其他公司提供的非公认会计原则指标进行比较。调整后EBITDA与基于美国公认会计原则编制的合并净收益（亏损）最具可比性。主要经营决策者通过对标公司竞争对手并评估公司权益持有人可获得的分部利润驱动因素，在竞争分析中使用净收入。我们对分部间销售和转让进行会计处理，就好像销售或转让给第三方一样，即按市场价格。某些共享服务成本分配给分部。基本上所有的所得税（费用）福利都在公司和其他中确认。

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			截至2025年9月30日止三个月
			零售						德州						易事特						西						资产关闭						可报告分部合计						企业及其他						合计
			（百万）
营业收入			$	4,139					$	1,799					$	1,750					$	165					$	2					$	7,855					$	( 2,884 )					$	4,971
燃料、外购电力成本、派送费（a）			( 3,815 )						( 544 )						( 866 )						( 32 )						—						( 5,257 )						2,887						( 2,370 )
运营成本			( 54 )						( 243 )						( 338 )						( 15 )						( 12 )						( 662 )						7						( 655 )
销售、一般和管理费用			( 270 )						( 38 )						( 59 )						( 2 )						( 16 )						( 385 )						( 59 )						( 444 )
其他分部项目：
折旧及摊销			( 23 )						( 160 )						( 244 )						( 14 )						—						( 441 )						( 19 )						( 460 )
利息支出及相关费用			( 18 )						9						16						2						( 1 )						8						( 294 )						( 286 )
所得税费用			—						—						—						—						—						—						( 204 )						( 204 )
其他（b）			1						—						95						1						1						98						2						100
净收入（亏损）			$	( 40 )					$	823					$	354					$	105					$	( 26 )					$	1,216					$	( 564 )					$	652

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(a)包括核燃料摊销$ 35 百万美元 94 得州和东部地区分别为百万。

(b)其他包括长期资产减值和其他收入，净额。

			截至2024年9月30日止三个月
			零售						德州						易事特						西						资产关闭						可报告分部合计						企业及其他						合计
			（百万）
营业收入			$	4,251					$	4,244					$	1,853					$	232					$	11					$	10,591					$	( 4,303 )					$	6,288
燃料、外购电力成本、派送费（a）			( 5,117 )						( 487 )						( 859 )						( 45 )						( 2 )						( 6,510 )						4,303						( 2,207 )
运营成本			( 47 )						( 242 )						( 296 )						( 11 )						( 19 )						( 615 )						( 1 )						( 616 )
销售、一般和管理费用			( 266 )						( 40 )						( 32 )						( 8 )						( 9 )						( 355 )						( 56 )						( 411 )
其他分部项目：
折旧及摊销			( 31 )						( 155 )						( 241 )						( 15 )						( 7 )						( 449 )						( 17 )						( 466 )
利息支出及相关费用			( 16 )						11						4						1						( 1 )						( 1 )						( 331 )						( 332 )
所得税费用			—						—						—						—						—						—						( 555 )						( 555 )
其他（b）			—						23						97						1						7						128						8						136
净收入（亏损）			$	( 1,226 )					$	3,354					$	526					$	155					$	( 20 )					$	2,789					$	( 952 )					$	1,837

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(a)包括核燃料摊销$ 28 百万美元 95 得州和东部地区分别为百万。

(b)其他包括其他收入，净额。

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			截至2025年9月30日止九个月
			零售						德州						易事特						西						资产关闭						可报告分部合计						企业及其他						合计
			（百万）
营业收入			$	10,839					$	3,797					$	4,610					$	347					$	26					$	19,619					$	( 6,465 )					$	13,154
燃料、外购电力成本、派送费（a）			( 8,848 )						( 1,509 )						( 2,784 )						( 119 )						—						( 13,260 )						6,469						( 6,791 )
运营成本			( 131 )						( 778 )						( 1,020 )						( 45 )						( 113 )						( 2,087 )						6						( 2,081 )
销售、一般和管理费用			( 769 )						( 122 )						( 175 )						( 11 )						( 52 )						( 1,129 )						( 125 )						( 1,254 )
其他分部项目：
折旧及摊销			( 70 )						( 477 )						( 876 )						( 45 )						2						( 1,466 )						( 57 )						( 1,523 )
利息支出及相关费用			( 53 )						41						36						4						( 3 )						25						( 933 )						( 908 )
所得税费用			—						—						( 1 )						—						—						( 1 )						( 103 )						( 104 )
其他（b）			1						14						194						1						3						213						5						218
净收入（亏损）			$	969					$	966					$	( 16 )					$	132					$	( 137 )					$	1,914					$	( 1,203 )					$	711
资本支出，包括核燃料和不包括增长支出（c）			$	10					$	714					$	444					$	117					$	—					$	1,285					$	411					$	1,696

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(a)包括核燃料摊销$ 96 百万美元 270 得州和东部地区分别为百万。

(b)其他包括长期资产减值和其他收入，净额。

（c）公司及其他包括$ 380 百万的核燃料采购。

			截至2024年9月30日止九个月
			零售						德州						易事特						西						资产关闭						可报告分部合计						企业及其他						合计
			（百万）
营业收入			$	9,913					$	4,924					$	4,241					$	701					$	29					$	19,808					$	( 6,621 )					$	13,187
燃料、外购电力成本、派送费（a）			( 8,724 )						( 1,249 )						( 2,000 )						( 164 )						( 5 )						( 12,142 )						6,622						( 5,520 )
运营成本			( 118 )						( 753 )						( 774 )						( 39 )						( 56 )						( 1,740 )						( 2 )						( 1,742 )
销售、一般和管理费用			( 715 )						( 116 )						( 93 )						( 14 )						( 34 )						( 972 )						( 165 )						( 1,137 )
其他分部项目：
折旧及摊销			( 85 )						( 423 )						( 684 )						( 43 )						( 21 )						( 1,256 )						( 50 )						( 1,306 )
利息支出及相关费用			( 38 )						33						4						1						( 3 )						( 3 )						( 740 )						( 743 )
所得税费用			—						—						—						—						—						—						( 694 )						( 694 )
其他（b）			( 1 )						29						177						—						14						219						58						277
净收入（亏损）			$	232					$	2,445					$	871					$	442					$	( 76 )					$	3,914					$	( 1,592 )					$	2,322
资本支出，包括核燃料和不包括增长支出（c）			$	3					$	544					$	393					$	44					$	1					$	985					$	486					$	1,471

____________

(a)包括核燃料摊销$ 80 百万美元 189 得州和东部地区分别为百万。

(b)其他包括其他收入、净额和应收税款协议的影响。

（c）公司及其他包括$ 445 百万的核燃料采购。

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其他收入，净额

			截至9月30日的三个月，												截至9月30日的九个月，
			2025						2024						2025						2024
			（百万）
NDT净收入（a）			$	100					$	95					$	197					$	170
保险结算（b）			—						21						80						22
出售土地收益			—						5						—						6
TRA结算收益（c）			—						—						—						10
利息收入			4						9						14						50
所有其他			1						6						—						24
其他收入总额，净额			$	105					$	136					$	291					$	282

____________

(a)包括利息、股息以及与PJM核设施的NDT相关的已实现和未实现净收益（损失）。东段报道。

(b)$ 80 2025年确认的百万保险结算代表德克萨斯州分部报告的Martin Lake事故保险收益的非自愿转换收益。更多信息见附注1。

（c）在企业和其他方面进行了报道。

按主要类别划分的库存

			2025年9月30日						2024年12月31日
			（百万）
材料和用品			$	560					$	533
燃料库存			370						403
储存中的天然气			40						34
总库存			$	970					$	970

投资

			2025年9月30日						2024年12月31日
			（百万）
核退役信托			$	4,930					$	4,440
与员工福利计划相关的资产			13						14
土地投资			42						42
其他投资			23						16
投资总额			$	5,008					$	4,512

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其他非流动负债和递延贷项

其他非流动负债和递延贷项余额由以下构成：

			2025年9月30日						2024年12月31日
			（百万）
退休和其他雇员福利			$	200					$	224
可辨认无形负债			141						155
监管责任（a）			691						452
经营租赁负债			72						98
融资租赁负债			217						218
第三方补救责任			8						8
应计遣散费			34						36
应收税款协议义务			9						14
其他应计费用			82						65
其他非流动负债和递延贷项合计			$	1,454					$	1,270

____________

(a)截至2025年9月30日和2024年12月31日，Comanche Peak NDT中包含的资产的公允价值高于与我们的核电站退役相关的ARO的账面价值，并记录为监管负债$ 691 百万美元 452 分别为百万。

补充现金流信息

下表将简明综合现金流量表中报告的现金、现金等价物和受限现金与截至2025年9月30日和2024年12月31日简明综合资产负债表中报告的金额进行了核对：

			2025年9月30日						2024年12月31日
			（百万）
现金及现金等价物			$	602					$	1,188
计入流动资产的受限现金			30						28
计入非流动资产的受限现金			6						6
现金、现金等价物和受限制现金总额			$	638					$	1,222

下表汇总了我们截至2025年9月30日和2024年9月30日止九个月的补充现金流信息。截至2024年9月30日止九个月的非现金投融资活动包括与能源港合并相关的活动（更多信息见附注2）。

			截至9月30日的九个月，
			2025						2024
			（百万）
与以下相关的现金支付：
已付利息			$	799					$	709
资本化利息			( 86 )						( 52 )
已付利息（扣除资本化利息）			$	713					$	657

截至2025年9月30日和2024年9月30日的9个月，我们缴纳了联邦所得税$ 11 百万美元 2 百万，分别缴纳了州所得税$ 70 百万美元 52 分别为百万元，并获得国家税收返还 零 和$ 8 分别为百万。

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